‘No hay nada más ahí fuera’: por qué Europa está enganchada al gas ruso

A medida que crece la indignación por la guerra en Ucrania, los líderes europeos están bajo una presión cada vez mayor para ampliar las sanciones contra Rusia y poner fin de una vez por todas a la dependencia de la UE del petróleo y el gas del país durante décadas.

Pero un análisis de los 10 principales productores mundiales muestra lo difícil que sería eliminar el gas ruso de la combinación energética europea sin imponer restricciones estrictas al consumo industrial que podrían aplastar el crecimiento económico.

La UE importa alrededor del 30 por ciento de su petróleo y el 40 por ciento de su gas de Rusia, y le paga a Moscú aproximadamente 850 millones de dólares al día a los precios actuales para mantener el flujo de hidrocarburos. Destetar a Europa del petróleo ruso sería un desafío. Deshacerse del gas ruso sería más difícil.

Gazprom, el mayor productor de gas y exportador monopolista de Rusia, domina el mercado mundial del gas. Produjo 540.000 millones de metros cúbicos el año pasado, más que BP, Shell, Chevron, ExxonMobil y Saudi Aramco juntas, según datos de la consultora Wood Mackenzie.

De eso, 331.000 millones de metros cúbicos se consumieron en Rusia y 168.000 millones se canalizaron a Europa.

Giles Farrer, jefe de investigación de gas en Wood Mackenzie, dijo que reemplazar ese volumen sería «imposible» ya que la producción en la mayoría de los proyectos de gas en todo el mundo ya estaba funcionando cerca de los niveles máximos. “No hay nada más ahí fuera”.

A diferencia de la industria del petróleo, donde los grandes productores como Arabia Saudita históricamente han retenido capacidad adicional para ayudar a equilibrar el mercado en caso de una interrupción en el suministro global, la industria del gas ha tendido a operar a su máxima capacidad o cerca de ella.

El gas también es menos fungible que el petróleo, ya que moverlo desde el punto de producción hasta el punto de consumo requiere una tubería o una instalación de licuefacción y, por lo tanto, una mayor inversión inicial, dijo Farrer.

Como resultado, los países con importantes reservas de gas, como Rusia, han tendido a desarrollar grandes mercados internos antes de desarrollar la capacidad de exportación.

La compañía petrolera nacional iraní, el mayor productor de gas después de Gazprom, produjo 291 mil millones de metros cúbicos en 2021. Pero 280 mil millones de eso se consumieron en Irán, según datos de Wood Mackenzie.

La relajación de las sanciones a Irán en caso de un acuerdo nuclear podría reabrir la posibilidad de un acceso internacional más amplio al gas iraní, pero requeriría nuevas instalaciones de exportación, cuya construcción llevaría años.

Aparte de Rusia, los únicos proveedores de gas canalizado a Europa son Noruega, Azerbaiyán, Libia y Argelia, donde la estatal Sonatrach envió 34.000 millones de metros cúbicos a través de gasoductos a España e Italia el año pasado.

Argelia podría aumentar ese suministro si puede resolver una disputa diplomática con Marruecos que ha bloqueado una de sus rutas a España desde noviembre, pero primero necesitaría impulsar la producción y satisfacer la creciente demanda interna, según James Waddell, jefe de gas europeo en consultoría Aspectos Energéticos.

“Si pueden producir el gas y si no se consume internamente en Argelia, hay capacidad de exportación sobrante”, dijo. “El problema es traer aguas arriba en Argelia rápidamente”.

El Instituto de Estudios Energéticos de Oxford estima que Noruega podría aumentar las exportaciones hasta en 5.000 millones de metros cúbicos y Azerbaiyán en hasta 3.000 millones de metros cúbicos.

La falta de fuentes alternativas de gas canalizado suficientes para compensar una caída en los flujos rusos deja a Europa con pocas opciones más que aumentar drásticamente las importaciones de gas natural licuado.

El GNL (gas natural sobreenfriado y condensado) se puede transportar por barco y, por lo tanto, no necesita un gasoducto. Reemplazar todo el gas canalizado ruso en Europa requeriría 112 millones de toneladas de GNL al año, lo que equivale a casi un tercio del mercado mundial actual de GNL, según Bernstein Research.

Si bien Europa quiere reducir su consumo de gas a través de la inversión en energías renovables y eficiencia energética, por lo que es poco probable que necesite reemplazar todos los flujos actuales de Rusia, se requerirá una cantidad significativamente mayor de GNL y se espera que la mayoría provenga de los EE. UU.

“La esperanza es US LNG”, dijo Waddell. EE. UU., el tercer mayor exportador de GNL del mundo detrás de Australia y Qatar, ya ha dicho que ayudará a la UE a obtener 15.000 millones de metros cúbicos adicionales de GNL en 2022 y más en el futuro, sin especificar cuánto provendrá de EE. UU. y cuánto de otros países

En respuesta a la creciente demanda europea, Bernstein espera que los productores estadounidenses aprueben nuevos proyectos que podrían más que duplicar la capacidad de exportación de GNL de EE. con mucho, el mayor exportador de GNL.

Antes de eso, el próximo gran proyecto de gas programado para completarse es la expansión del Campo Norte de QatarEnergy, cuya primera fase debería comenzar la producción en 2025, impulsando la capacidad de exportación de GNL de la nación del Golfo a aproximadamente 100 millones de toneladas al año para fines de 2026.

QatarEnergy, de propiedad estatal, produjo 110.000 millones de metros cúbicos de gas el año pasado, de los cuales 24.000 millones se consumieron en Qatar y 86.000 millones se convirtieron en GNL para exportación.

Entre las siete supergrandes occidentales, Shell, que cotiza en el Reino Unido, fue el mayor productor de gas el año pasado, extrayendo 103.000 millones de metros cúbicos de proyectos de gas en todo el mundo, 44.000 millones de los cuales se convirtieron en GNL, según Wood Mackenzie.

El GNL es fundamental para la estrategia de Shell. Los precios récord ayudaron a la división integrada de gas de la compañía a generar el 63 por ciento de las ganancias de $ 6,400 millones del grupo en el cuarto trimestre de 2021.

Pero cualquier inversión en nueva producción, que es lo que se requeriría de la industria para compensar la pérdida del suministro ruso, es difícil de aprobar para las compañías de energía que cotizan en bolsa cuando podría tomar un mínimo de 15 años para pagar, dijo Farrer de Wood Mackenzie.

“Todas las compañías petroleras internacionales estaban acelerando sus ambiciones de transición energética, por lo que una inversión en GNL debe ajustarse a ese criterio”, agregó. «Tiene que pagar relativamente rápido».

A diferencia del mercado petrolero, donde los analistas esperan que algunos países continúen comprando crudo ruso, lo que resultará en una redirección parcial del comercio que ayudará a aliviar la escasez de suministro en Europa, los flujos de gas ruso no se pueden redirigir de la misma manera.

Gazprom canalizó unos 10.000 millones de metros cúbicos a China en 2021 a través del oleoducto Power of Siberia, según Wood Mackenzie. Moscú y Beijing firmaron acuerdos para aumentar ese flujo, pero los campos de gas en el este de Rusia, que abastecen a China, no están conectados con los campos occidentales que abastecen a Europa.

Se introduzcan o no sanciones formales a las exportaciones de gas, Energy Aspects espera que los suministros rusos a Europa caigan al menos 21.000 millones de metros cúbicos este año cuando no se renueven los contratos a largo plazo que vencen en 2022.

La falta de fuentes alternativas de suministro significaba que Europa tendría que reducir el consumo, ya sea de los hogares o de la industria, para equilibrar la oferta y la demanda, dijo Waddell.

“El que es técnicamente factible y más apetecible es sacarlo de la industria”, agregó. “Eso significa enormes recortes del PIB, pérdidas de empleos, en lugar de permitir que la gente se congele en invierno”.