GNL

El desafío argentino para competir en el club del GNL

Un menor precio y una demanda internacional incierta generan complejidad al ingreso del país al selecto grupo de exportadores de GNL. La mayoría del arco político nacional promueve la actividad, pero el presente genera incertidumbre.

Tras varios años de idas y vueltas, finalmente el lunes próximo tratará en el Congreso un proyecto de promoción a la exportación de GNL que tiene el respaldo de la mayoría del arco político argentino. Sin embargo, el escenario internacional luce más desafiante de lo que se creía para que el país se convierta en un gran jugador global en el comercio exterior de este insumo.

Los precios futuros muestran que el Henry Hub promediaría los 3,8 USD/MMBTU, mientras que el TTF estaría en torno a los 14,0 USD/MMBTU entre 2024 y 2026, con valores más cercanos a los 11 a 12 dólares al final de este período.

“El elevado costo de financiamiento para inversiones intensivas en capital en Argentina implicará un mayor costo de licuefacción en relación a sus competidores en el mercado internacional de GNL. En este sentido, la depresión de los precios internacionales del gas natural, en un contexto de sensible incremento de la capacidad de licuefacción a nivel mundial, probablemente determinarán la necesidad de instrumentar medidas adicionales de incentivo para la radicación de plantas de licuefacción en nuestro país”, sostiene la consultora Economía & Energía.

Es que, además del margen acotado a nivel precios que enfrentará el país con su elevado costo financiero y logístico, un problema adicional radica en la fuerte incorporación de capacidad instalada licuefactora que se está viendo en otros países que emergen como competidores para Argentina.

Los países con mayor capacidad de licuefacción son EE.UU. (88,1 MTPA), Australia (87,6 MTPA) y Qatar (77,1 MTPA). En 2022, la capacidad instalada de licuefacción se incrementó un 4,6% con la incorporación de 15 MTPA en EE.UU., 3,4 MTPA en Mozambique y 1,5 MTPA en Rusia. A su vez, la capacidad instalada de licuefacción crecería un 32% entre 2022 y 2028, con la suma de otros 152 MTPA.

“El mayor incremento provendría de Estados Unidos (+59 MTPA). En dicho país se incorporarían los proyectos Golden Pass (15,6 MTPA entre 2024 y 2025), Plaquemines (20 MTPA entre 2024 y 2026), Corpus Christi Stage 3 (10 MTPA en 2024) y Port Arthur (13,5 MTPA en 2028). Por su parte, la capacidad de licuefacción en Qatar aumentaría un 40%, con la incorporación de 31 MTPA del Proyecto North Field East entre los años 2026 y 2027. En Canadá y Mozambique también se incrementaría significativamente la capacidad de licuefacción, con proyectos en construcción por 14 MTPA y 13 MTPA, respectivamente”, dice el informe de Nicolás Arceo.

“Adicionalmente, existen numerosos proyectos en etapa pre-FID, por una capacidad total de 997 MTPA. De ellos, 333 MTPA se encuentran en Estados Unidos, 230 MPTA en Canadá, 137 MTPA en Rusia y 45 MTPA en Australia”, agrega.

Escenarios

El interrogante es que, si bien se espera que la demanda internacional crezca a lo largo de esta década, no está claro qué sucederá después del 2030 que es justamente cuando Argentina podría ingresar a disputar este mercado.

BP plantea tres escenarios energéticos para las próximas décadas, en los que la utilización de combustibles fósiles tendería a disminuir. En el escenario tendencial (New Momentum), la demanda de gas natural continuaría aumentando durante las próximas décadas, ubicándose en 2050 un 17% por encima del valor de 2022. En el escenario de aceleración (Accelerated), el pico de consumo se alcanzaría en 2030. A partir de allí, se reduciría hasta alcanzar en 2050 un valor 39% inferior al de 2022. Por último, en el escenario Net Zero, ya desde mediados de la presente década debería registrarse una importante disminución de la demanda de gas natural, la que se reduciría a una tasa anual acumulativa del 3% entre 2022 y 2050.

De acuerdo a las proyecciones de BP, el comercio mundial de GNL crecería fuertemente durante la próxima década, incrementándose en un 60% en los escenarios New Momentum y Accelerated, mientras que en el escenario Net Zero aumentaría en un tercio. A partir de 2030, crece la incertidumbre respecto del comercio de GNL, observándose importantes diferencias en los escenarios. En el escenario New Momentum, las importaciones crecerían un 30% entre 2030 y 2050, mientras que en el mismo período se verían reducidas en un 40% en los escenarios Accelerated y Net Zero.

“Las perspectivas para el gas natural dependerán de dos tendencias contrapuestas: i) el crecimiento de la demanda en las economías emergentes, en el marco de su crecimiento económico e industrial; y ii) el desplazamiento hacia fuentes con menores emisiones de carbono en los países desarrollados. El impacto neto dependerá de la velocidad de la transición energética. La diferencia en la demanda proyectada entre los 3 escenarios es más importante para el gas natural que en el caso del petróleo y el carbón, dando cuenta de la mayor sensibilidad del gas natural a la velocidad de la transición energética”, subrayan desde Economía & Energía.

En cualquier caso, el mercado a apuntar no sería el europeo como se afirmó una y otra vez durante la guerra de Ucrania, sino el asiático. “La demanda China comenzaría a decrecer a partir de 2035 en el escenario Net Zero, en 2040 en el caso de Accelerated y recién en 2050 en New Momentum. La demanda en Europa y Estados Unidos mostraría una tendencia decreciente ya desde la presente década en los 3 escenarios. En el escenario New Momentum, la demanda europea se reduciría a una tasa anual acumulativa del 1,1% entre 2022 y 2050, mientras que la caída en Estados Unidos sería del 0,7% anual. Por su parte, para alcanzar el escenario Net Zero, las tasas anuales de disminución del consumo deberían ser del 6,0% y 4,2%, respectivamente”, destaca el reporte.

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