El Gas como fuente de energía
El gas natural es una mezcla de gases de composición variable frecuentemente asociado a la presencia del petróleo o del carbón. Su origen procede de la materia orgánica que, depositada en estratos rocosos del subsuelo, alcanza a lo largo de miles de años una forma gaseosa con diversos componentes: metano, propano y butano.
El gas natural es un producto incoloro, inodoro, no tóxico y más ligero que el aire. Se consume tal y como se extrae de la tierra y. es precisamente porque no posee ningún olor específico que, por motivos de seguridad, es odorizado siguiendo unos criterios estrictos para dotarle de su olor característico antes de llegar al consumidor.
El gas natural es, además, la fuente de energía convencional más limpia y menos contaminante y la única de ellas que puede compatibilizar el progreso económico e industrial con la preservación del medio ambiente, ya que en su combustión se produce un porcentaje mucho menor de dióxido de carbono y de dióxido de nitrógeno, no emite partículas sólidas ni cenizas y las emisiones de dióxido de azufre son prácticamente nulas, en comparación con otras fuentes de energía como el carbón y el petróleo y sus derivados. Por ello se apuesta por su uso en el transporte urbano, pues contribuye a disminuir la polución ambiental, y se estudia la posibilidad de su utilización como combustible en el transporte marítimo.
El Gas Natural en el mundo
El sector del gas continúa marcado por dos hechos relevantes: el incremento de la producción de shale gas en EE.UU., que por segundo año consecutivo se sitúa como primer país productor a nivel mundial, y la consolidación de Japón como destino de los buques de GNL, al posicionarse el gas como motor de reconstrucción del país después del tsunami de 2011.
El auge del shale gas ha provocado un incremento de las reservas a nivel mundial. Actualmente, se está hablando de una horquilla de entre 150 y 250 años de reservas, según el consumo actual, ubicadas en gran parte en América del Norte.
El consumo del gas natural en el mundo continúa creciendo, con un aumento del 2,5%, según las primeras estimaciones de Cedigaz. A la cabeza se coloca EE.UU. con un 22% del consumo mundial, seguido de Rusia, Irán, China y Japón.
En lo que al comercio se refiere, actualmente se mueven 1.000 bcm de gas, una tercera parte de la producción mundial. Una cifra que ha crecido considerablemente desde el año 2000, donde se comercializaba con el 22% de la producción mundial.
La Agencia internacional de la Energía (AIE) pronostica un buen escenario para el gas natural a nivel mundial en los próximos años. Las mayores reservas de gas (a causa del desarrollo del shale gas) y el efecto que puedan tener en los precios pueden elevar la demanda de gas en más de un 50% entre 2010 y 2035.
Finalmente, uno de los elementos garantes del desarrollo del gas natural es el importante papel que jugará a medio y largo plazo, para satisfacer la demanda energética y reducir las emisiones contaminantes. Este mensaje permitirá afrontar con más decisión inversiones en el sector del gas, que requieren períodos largos de amortización.
Según los informes de los organismos especializados, las reservas potenciales totales de gas natural, convencional y no convencional, indican una disponibilidad de entre 150 y 250 años.
Las mayores concentraciones de gas se localizan en Oriente Medio, seguido del conjunto de países de la Comunidad de Estados Independientes (CEI), donde sigue sobresaliendo Rusia, que acoge la cuarta parte de los recursos mundiales de gas natural.
En cuanto a Europa, las reservas continúan con una tendencia a la baja, representando poco más del 2% de las reservas mundiales. Esta capacidad permitiría hacer frente al consumo del continente solamente durante unos ocho años.
La región del mundo que más ha visto aumentar sus reservas probadas de gas natural en los últimos años es América del Norte, hecho relacionado directamente con los recursos no convencionales.
Concretamente en este continente, la producción de gas natural en EE.UU. ha aumentado un 30% desde 2005. Pese a ello, la cifra de reservas evaluadas de gas natural creció un 70% desde esa fecha. La causa es el aumento de las reservas contabilizadas de gas no convencional, en especial de shale gas o gas de esquisto.
Esta evolución explica que las exportaciones de gas natural de EE.UU. (principalmente a México) hayan aumentado un 50% en los últimos tres años, mientras que sus importaciones han descendido un 15% durante ese mismo período. Hace tres años, las exportaciones de gas natural de EE.UU. suponían el 24% de las importaciones; en la actualidad esa relación está alrededor del 50%. Las previsiones señalan que en unos pocos años, dependiendo del ritmo de construcción de las terminales de licuefacción, el saldo neto será exportador.
Reservas mundiales probadas de Gas natural en Billones m3
|
1970 |
1975 |
1985 |
1990 |
1995 |
2000 |
2005 |
2010 |
2013 |
|
| América del Norte |
9,5 |
8,5 |
8 |
8,4 |
7,7 |
6,5 |
7,0 |
9,4 |
10,8 |
| América Central y Sur |
2 |
2,4 |
4,4 |
6,9 |
7,8 |
7,7 |
7,4 |
7,8 |
7,9 |
| Europa (2) |
3,9 |
4,1 |
5,7 |
5,7 |
6,2 |
8,1 |
6,5 |
5,9 |
4,9 |
| CEI |
11,3 |
24,2 |
38 |
48,9 |
58,9 |
52,7 |
53,7 |
60,5 |
65,1 |
| África |
3,8 |
5,2 |
7,0 |
8,6 |
9,9 |
11,4 |
14,1 |
14,8 |
14,8 |
| Oriente Medio |
6,6 |
15,3 |
25,9 |
37,8 |
44,7 |
54,7 |
72,5 |
75,9 |
80,6 |
| Asia-Oceanía |
1,4 |
3,4 |
7,0 |
8,6 |
13,1 |
11,9 |
13,9 |
16,1 |
16,8 |
Datos referidos a principios de cada año. Los datos de reservas que publican las entidades especializadas, comprenden los recursos de gas natural evaluados por compañías especializadas y que puede ser posible poner en el mercado con los conocimientos técnicos actuales y a un precio competitivo. Se incluyen tanto el gas convencional como el gas no convencional, si bien en los dos casos no se contabilizan los recursos potenciales o posibles, ya que se requieren informes técnicos precisos sobre la cuantificación de los mismos.
(2) Desde el año 2000, UE 27 más Noruega, Suiza, Europa Central y Turquía. En las cifras de años anteriores, no se incluyen las cifras de Europa Central, que estaban incluídas en el área de Europa Oriental y CEI.
Fuente: Cedigaz y Oil and Gas Journal. Elaboración propia.
En lo que a China se refiere, un artículo publicado en el Oil &Gas Journal (5 de marzo de 2012) evaluaba en 36 billones (36.000 bcm) los recursos recuperables de shale gas en este país.
Según un estudio de Geosciences, en Australia se habían identificado recursos de shale gas que llegarían a 11.000 bcm (más del doble de las reservas oficiales actuales de gas convencional), cifra que podría duplicarse si la exploración de nuevos recursos fuese exitosa.
En el Reino Unido se estiman unas reservas offshore de shale gas de unos 28.000 bcm, sumables a los 5.600 bcm ubicados en tierra.
En 2012 se ha asistido a diferentes líneas de investigación sobre reservas de gas: la tradicional, que hace referencia a áreas potenciales (por ejemplo China, con insuficiente inversión en el pasado, o el Ártico); la de aguas profundas, manteniendo la línea de éxito de los últimos años (Brasil, las aguas continentales del Este y Oeste de África, entre otras), y la correspondiente al gas no convencional.
En relación con el gas no convencional, la exploración y la regulación (entre otros objetivos busca minimizar los riesgos sobre personas y medio ambiente de la actividad de producción) son las dos actividades que más se han impulsado en 2012. En particular, fuera de EE.UU., donde la explotación de los recursos de gas es ya una realidad.
La producción de EE.UU. ha aumentado alrededor de un 5%, situándose este país en primera posición mundial por segundo año consecutivo, desplazando a Rusia, cuyo mercado exterior más destacado (Europa), se ha visto contraído.
El 65% de la producción mundial se concentra en América del Norte, el área de la CEI (la antigua URSS) y Oriente Medio, donde destacan EE.UU, Rusia, Irán, Catar y Canadá. Junto con estos países, 10 más superan la cifra de producción de 60 bcm por año. Entre ellos hay dos europeos (Noruega y Países Bajos).
Cabe destacar la trayectoria seguida por la producción de shale gas en los Estados Unidos, que ha pasado de 28 bcm en 2006, a más de 200 bcm en 2012.
Junto con EE.UU., Oriente Medio y Asia-Oceanía han aportado las cantidades más significativas de producción adicional en 2012.
Producción comercializadora de Gas Natural
El descubrimiento en los últimos años en aguas profundas y, con más incidencia, la puesta en el mercado de los enormes recursos de gas no convencional en EE.UU. y en otras partes del mundo, está modificando al alza las previsiones del rol gas en los próximos 50 años.
Como todos los años, distintas entidades han realizado previsiones a medio y largo plazo sobre el rol del gas natural en el futuro y más concretamente en la matriz energética. Se debe destacar que, la mayor parte de ellas, posicionan al gas natural en un puesto relevante.
Tomando como referencia los estudios de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), cabe destacar el informe Golden Rules for a Golden Age of Gas, publicado en mayo de 2012.
Según el estudio, el gas natural está a punto de entrar en una “Edad de Oro”, pero lo hará sólo si una proporción significativa de los grandes recursos mundiales de gas no convencional (el shale gas o gas de esquisto, el tight gas y el gas de lecho de carbón) se pueden desarrollar de manera rentable y de una forma ambientalmente aceptable.
A las tecnologías y los conocimientos técnicos existentes para la producción de gas no convencional que cumplan satisfactoriamente con estos retos, hay que añadir un diálogo permanente entre los gobiernos y la industria, que genere, además, la confianza de los ciudadanos.
Los autores del Estudio consideran que la mayor disponibilidad de gas tiene y tendrá un fuerte impacto moderador sobre los precios del gas y, como resultado, la demanda global del gas se elevará más del 50% entre 2010 y 2035.
En el caso base o más favorable del estudio, el aumento de la demanda de gas será igual al crecimiento procedente del combinado de carbón, petróleo y energía nuclear, y por delante del crecimiento de las energías renovables. La cuota del gas en la matriz energética mundial alcanzará el 25% en 2035, superando el carbón para convertirse en la segunda mayor fuente de energía primaria, después del petróleo. La producción de gas no convencional, principalmente gas de esquisto, será más de tres veces la actual, llegando a 1.600 bcm en 2035.
El desarrollo de gas no convencional en un marco de política energética más amplio, que abarcase mayores mejoras en la eficiencia energética, unos esfuerzos más concertados a nivel mundial para implementar energías de bajas emisiones de carbono y la amplia aplicación de nuevas tecnologías bajas en carbono, incluyendo la captura de carbono y su almacenamiento, ayudaría a disipar el temor, cuando lo hubiera, a las inversiones en gas no convencional.
En noviembre de 2012 la AIE editó el ya clásico World Energy Outlook, correspondiente a 2012. Destacamos algunos de los rasgos más importantes de este Informe:
• El mapa energético mundial está cambiando, señala la AIE. El resurgimiento de la producción de petróleo y de gas en EE.UU., las previsiones de reducción de la energía nuclear en algunos países, la continuación del rápido crecimiento del uso de las tecnologías eólica y solar en generación, y la generalización de una perspectiva mundial de explotación de los recursos de gas no convencionales, definen los principales rasgos. EE.UU. se convertirá en el mayor productor de petróleo del mundo en 2020 y es previsible que en 2030 sea un exportador neto.
• La demanda energética mundial crecerá (en el New Policies Scenario, el escenario central de este estudio) más de un tercio hasta el 2035, con China, India y Oriente Medio contabilizando el 60% de ese aumento.
• La bajada de precios del gas natural en EE.UU. debido al shale gas, está desplazando el carbón hacia Europa. El mercado de generación europeo se está viendo modificado por una mayor actividad del carbón en detrimento del gas. Según la AIE, el mantenimiento de objetivos simultáneos de política energética tales como la seguridad energética y los objetivos medioambientales y de eficiencia económica, está originado situaciones complejas y en ocasiones contradictorias.
• El gas natural es la única energía fósil que presenta un crecimiento mundial de la demanda en todos los escenarios contemplados en este estudio, mostrando que se desenvuelve bien en diferentes hipótesis de política energética.
El Gas Natural en Europa
De los aproximadamente 450 bcm que llegan a Europa, el 82% lo hace por gasoducto y el resto (18%) en forma de GNL, situación inversa a la española (que goza de una gran diversificación gracias al GNL). Rusia es el principal suministrador de Europa con una cuota de mercado del 23%.
Estado de Infraestructuras
El Gas Natural en España
En 2012, la demanda de gas natural del mercado convencional crece un 5,7% (hasta llegar a los 278.053 GWh), alcanzando un record histórico.
La industria, con un 60% del total del consumo, continúa siendo el principal consumidor de gas en España —impulsada por un repunte en cogeneración—, seguida del sector de generación eléctrica (23%) y del doméstico-comercial (con el 16% del consumo total). Este último, también ha evolucionado positivamente a raíz de dos hechos. El primero son unas temperaturas bajas durante el periodo invernal y el segundo, un mayor esfuerzo en la captación de nuevos clientes. Pero este buen funcionamiento del mercado convencional (mercado industrial y doméstico-comercial) se ha visto acompañado por la menor demanda de gas para la generación de electricidad. Aunque el gas natural sigue siendo clave en la producción de energía eléctrica en España, su consumo en 2012 ha descendido en un 23%. Este hecho ha provocado que el año gasista en España se haya cerrado con un descenso del consumo de gas del 2,8% (362.687 GWh; unos 31,2 bcm) en relación con 2011.
La industria gasista española ha superado en 2012 la cifra de 80.000 km de redes de transporte y distribución, una longitud un 45% más extensa que la existente en 2005. El resto de variables también demuestran la apuesta del sector por ser más sólido e implantarse por todo el territorio: 1.148 millones de euros de inversión, 1.579 municipios gasificados y 96.726 nuevos puntos de consumo.
La expansión del sector gasista español se manifiesta tanto en la evolución de las variables más significativas (inversiones, kilómetros de red, gasificación de nuevos municipios…), como en la búsqueda de nuevos segmentos de mercado con potencial de crecimiento
Con 11 países de origen, el sistema gasista español continúa siendo uno de los más diversificados de Europa. Esta cifra todavía es más significativa si tenemos en cuenta que algunos países del continente reciben gas de un único país.
Entre los principales orígenes destaca Argelia, con un 41% de los abastecimientos totales, Nigeria (15%), Países del Golfo (12%), Francia (9%), Perú y Trinidad y Tobago (7%), y Noruega (5%), principalmente.
La comparación con 2011 presenta algunas diferencias destacables:
Las importaciones de gas por gasoducto desde Argelia han aumentado un 14%. El año 2012 es el primer ejercicio completo de operación del gasoducto Medgaz, que entró en servicio en marzo de 2011. En este sentido, el conjunto del gas procedente de este país aumenta un 9,9% en relación con 2011, cubriendo el 41% de las necesidades de gas natural de España.
Las descargas de GNL procedentes de Noruega han crecido un 47%, llegando en 2012 a los 20,4 TWh, el 5% de los aprovisionamientos totales.
Perú ha seguido su línea ascendente como proveedor de GNL al sistema gasista español. Inició sus exportaciones en la segunda mitad de 2010, en 2011 aportó el 5% de las necesidades españolas y en 2012 su cuota ha llegado al 8%, con 30 TWh.
Cabe resaltar el aumento de entradas físicas de gas natural desde Francia por gasoducto. Con un aumento del 50% en 2012, han representado el 9% de los abastecimientos totales.
El GNL con origen en Egipto ha caído en 18,4 TWh, con un descenso notable del 71%.
Otro descenso significativo de las exportaciones de GNL a España lo ha registrado Nigeria, que ha aportado 15 TWh menos que en 2011 (-21%).
Si bien en 2011 ya hubo un fuerte descenso de las aportaciones de gas libio (-77%) a las necesidades del sistema, en 2012 no se ha descargado GNL en las terminales españolas procedente de este país.
En relación al sistema gasista ibérico, la aprobación del documento, a finales de junio, Information Memorandum de la CNE, hace posible establecer una reglas necesarias para ampliar la capacidad operativa real entre los sistemas español y portugués, aumentando así la seguridad de suministro de los dos sistemas gasistas ibéricos.
El 60% de los aprovisionamientos totales en 2012 se ha efectuado en forma de GNL, mientras que el 40 restante lo ha hecho vía gasoducto.
España cuenta con 6 conexiones internacionales por gasoducto: 2 con Portugal, 2 con Francia y 2 con Argelia, una de ellas a través de Marruecos. También se ubican en nuestras costas 7 terminales de descarga y regasificación de GNL (6 en operación), en las que durante 2012 han descargado 291 buques metaneros.
España continúa manteniendo el primer puesto entre los países europeos en número de terminales de descarga y regasificación, siendo el destino del 36,7% (datos de 2011) del GNL descargado en la Unión Europea.
Estado de Infraestructuras
El precio del Gas Natural
Debido a la escasa existencia de yacimientos propios, el mercado gasista español depende en un 99% de las importaciones, lo que acaba repercutiendo en el precio final del gas natural debido, en parte, a lo que deben pagar las empresas comercializadoras a sus proveedores externos. A nivel global el precio del gas se encuentra directamente relacionado al precio del crudo y de la relación coyuntural entre el euro y el dólar.
Por tanto, a la hora de fijar el precio final del gas natural en España, el coste de la materia prima supone prácticamente el 80% del total, a lo que se le suman los peajes de acceso, los costes de seguridad de suministro y los costes de comercialización. En este último aspecto es donde las empresas del sector entran en competencia para ofrecer el mejor servicio al mejor precio.
A continuación se detalla la fórmula de variación de precio del Gas Natural utilizada por las principales comercializadoras de Gas Natural en España a aplicar en el momento de la desaparición de la tarifa de referencia:
( 1,0188 + 0,001514 x G1CNW + 0,002612 x F1CNW ) x Pa5 + T .
F1CNW: Media semestral anterior al trimestre de aplicación del Fuel 1% CIF NorthWest mensual calculada para cada trimestre y de aplicación trimestral, publicada en el Platts Oilgram Report, expresado en $/tonelada.
G1CNW: Media semestral anterior al trimestre de aplicación del Fuel 0,1% CIF NorthWest mensual calculada para cada trimestre y de aplicación trimestral, publicada en el Platts Oilgram Report, expresado en $/tonelada.
Pa5: Tipo de cambio euro/$ USA correspondiente al trimestre anterior al de aplicación, de aplicación trimestral, calculado a través de la cotización diaria EUROSUD publicada en el Boletín Oficial del Estado o por el Banco Central Europeo.
T: Incluye los importes de los peajes o canon de terceros a las instalaciones gasistas publicados por el Ministerio de Industria, así como los costes de gestión y operación.