Gas natural: Salvaguardia del suministro de energía de Europa
| Autor | Irving Spiewak y Antonio Soria |
| Cargo | IPTS |
Asunto: Al considerar una mayor desregulación e integración de la industria del gas natural en la UE, aumenta la probabilidad de un crecimiento acelerado de la demanda de gas. Al mismo tiempo, la sustitución del carbón y del petróleo por el gas es una de las respuestas importantes al calentamiento del globo, otra cuestión de urgente consideración. Las nuevas tecnologías que utilizan el gas como combustible también pueden acelerar el crecimiento de la demanda.
Relevancia: La Unión Europea es un importador neto de gas natural, con grandes compromisos con ciertos países. Se necesita una evaluación continua de la estrategia apropiada para salvaguardar los suministros de energía, en vista de los riesgos políticos de una dependencia creciente del gas natural, y se hacen imprescindibles soluciones tecnológicas capaces de mitigar el problema.
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Antecedentes, suministro y consumo de gas natural
El gas natural ha proporcionado el 22% del consumo de energía primaria de la Unión Europea en el año 1996. Si continúa la tendencia actual, las previsiones indican que este valor puede aumentar hasta el 26% en el año 2010. Las decisiones de política medioambiental y/o las nuevas tecnologías pueden aumentar aún más las demandas de suministro de gas. Teniendo en cuenta que el aumento de suministro debe provenir principalmente de las importaciones y que la UE en su conjunto se abastece mediante un sistema integrado de gasoductos, los problemas relativos a la seguridad del suministro deben considerarse a nivel de la Comunidad. Un argumento adicional a favor de un enfoque conjunto por parte de la UE de la gestión del suministro de gas natural se basa en la diferente vulnerabilidad de los Estados Miembros frente a posibles crisis del suministro externo. Un foco europeo más integrado reforzaría los esfuerzos nacionales existentes para diversificar sus fuentes de suministro individuales y para afrontar los problemas de seguridad del suministro.
El consumo de la UE ha aumentado un 40% desde 257.000 millones de metros cúbicos en 1990 hasta 360 en 1996 (Eurostat). En la Tabla 1 se presentan los usuarios principales y sus tasas individuales de crecimiento.
Tabla 1. Principales consumidores de gas natural en la Unión Europea.
1996
m3
(1990-1996) por año
El crecimiento señalado del 5,8% anual en el consumo de gas se ha registrado durante un período en que el crecimiento del producto interior bruto en la UE fue sólo del 1,4% anual. Las estimaciones de la industria del gas (Eurogas, 1997) respecto a la demanda de gas natural por parte de la E de los 15 en el año 2010 oscilan entre 467 y 490.000 mil millones de m3, lo que supone un crecimiento del 1,9 al 2,2 % por año. Esto representaría una moderación considerable del reciente crecimiento. Pensamos que las presiones del mercado, medioambientales y tecnológicas pueden muy bien causar un crecimiento más rápido que el previsto actualmente.
El 61% del suministro de gas natural a la UE durante el año 1996 fue producido en los estados miembros, principalmente Holanda y el Reino Unido. En este último país la producción se dedicó al consumo interno, pero son inminentes exportaciones importantes del Reino Unido al Continente. Las importaciones están dominadas por Rusia, Argelia y Noruega (Tabla 2). Los recursos de gas dentro de la Unión Europea se están agotando mucho más rápidamente que los de los suministradores externos. La proporción de reservas comprobadas de la UE respecto a la producción anual en 1996 indica un suministro de gas para 15 años al ritmo de uso actual. En contraste, los tres suministradores externos tienen de 60 a 100 años de reservas comprobadas al ritmo actual de producción anual (Tabla 2). Los recursos señalados, incluyendo volúmenes no verificados en yacimientos de gas conocidos y nuevos descubrimientos previsibles, son en todos los casos mucho mayores que las reservas comprobadas.
Tabla 2. Principales fuentes de suministro de gas natural para la Unión Europea.
millones de m3
anual
La cuestión es de dónde vendrán los futuros aumentos de suministro. La industria del gas europea cree que la producción dentro de la UE está alcanzando un techo; por consiguiente, las principales compañías de conducción de gas del mundo están negociando contratos de suministro a largo plazo con suministradores externos. Gazprom, el monopolio de producción/conducción de gas de Rusia, está desarrollando un nuevo yacimiento en la Península de Yamal, en el noroeste de Siberia. Se trata de un proyecto estimado en 40.000 millones de dólares que podría suministrar 70.000 millones de m3/por año a Bielorrusia, Polonia y la UE. Los contratos de venta de este gas se están negociando. Los suministros de los yacimientos rusos existentes pueden expandirse, además, hasta una exportación total a Europa de 150-200 mil millones de m3 en el año 2010. Noruega y Argelia han anunciado planes para aumentar más del doble sus exportaciones, y en el caso de Noruega parecen haber sido negociados también contratos a largo plazo para toda la oferta. Los nuevos suministradores potenciales, con gasoductos comparables en longitud a las conducciones existentes desde Siberia, incluyen las antiguas repúblicas soviéticas del sur y el Oriente Medio. Existen muchos suministradores potenciales de gas natural licuado, incluyendo Argelia (ya un suministrador importante), Qatar y Nigeria.
Figura 1. Mapa de Europa, África del Norte y Rusia, que muestra el sistema integrado de gasoductos.
(Mapa Omitido)
El papel de la tecnología
La tecnología ha tenido un impacto crucial sobre el suministro y sobre el uso final del gas natural. Por el lado del suministro, el coste que supone encontrar gas y petróleo ha descendido aproximadamente un orden de magnitud en los últimos 15 años. Esto implica una reducción desde 16$ por barril en 1982 a 4$ por barril en 1994 (Stevens, 1997; Baddour, 1997). Estos autores señalan que la tecnología ha sido la responsable de que la cuota de mercado del petróleo saliese de los límites del Golfo Pérsico, lo que condujo a la pérdida del control de la OPEP sobre el mercado del petróleo. La misma tecnología, aplicada a la producción de gas en los EE.UU., creó la "burbuja de gas" de finales de los 80, que ha hecho descender los precios del gas hasta nuestros días. La industria del gas de EE.UU. ha estado operando con una proporción de reserva/producción de aproximadamente 9 durante muchos años. La tecnología incluye prospecciones sísmicas de las formaciones geológicas que definen la localización precisa de los yacimientos potenciales de petróleo o gas en tres dimensiones, la perforación horizontal o en ángulo de los pozos de producción que puede mejorar la accesibilidad, y los métodos de operación en aguas profundas en alta mar. La tecnología en aguas profundas ha sido especialmente importante en el Mar del Norte y en la revitalización del Golfo de Méjico. Exxon ha presentado reducciones de coste en sus operaciones de descubrimiento de petróleo/gas hasta por debajo de 1$ por barril en 1995-1996 (Exxon, 1997).
Otra tecnología que se ha desarrollado en los EE.UU. en respuesta a la escasez de gas percibida en la "crisis de la energía" ha sido la del metano en lecho de carbón (CBM). Los beneficios por impuestos del Gobierno de los EE.UU. que terminaron en 1992 estimularon esta actividad. En dicha fecha la producción alcanza 20.000 millones de m3 por año. Esta industria continúa expandiéndose en un mercado libre con precios de productor de aproximadamente 2$/GJ. Para el año 2000 se espera abastecer el 6% del consumo de EE.UU. (37.000 millones de m3 de un total de 550). El valor de CBM estimado como económicamente recuperable es 2800 mil millones de m3, lo que suplementa las reservas convencionales de EE.UU. de 4680 mil millones de m3. Se cree que los recursos de CBM en la UE y en Europa occidental son de magnitud comparable (Preussa, 1994).
Se han conseguido también mejoras significativas en las tecnologías de transporte de gas. Las instalaciones modernas de gasoductos y de GNL (Gas Natural Licuado), permiten hoy día un transporte de la mercancía masivo, barato y seguro. La expansión de la red de gasoductos a través del continente europeo ha sido enormemente importante y también ha reducido los costes medios del transporte mediante efectos de aprendizaje.
Los desarrollos de la tecnología de uso final han sido muy importantes para difundir el interés por el gas en la industria y en las empresas eléctricas. Específicamente, la turbina de gas ha revolucionado la industria de la energía eléctrica, abarcando el grueso de ambas aplicaciones, la de la carga base y la de carga máxima, donde el gas natural está disponible, debido a la elevada eficacia (aproximadamente el 60% en las nuevas plantas de ciclos combinados), los costes de capital muy bajos, la posibilidad de plantas modulares y los cortos plazos de construcción. Son igualmente dominantes las plantas de cogeneración de turbina de gas o de calor y energía combinadas, que sirven para fines industriales o de calefacción urbana. El papel del gas natural en la generación de energía se verá reforzado probablemente por los procesos de liberalización que están afectando a la mayoría de los mercados europeos de gas y de electricidad. En tanto que los precios del gas se mantengan estables a los niveles actuales o previstos, no hay perspectivas de una tecnología económicamente competitiva. El gas natural podría ser también el combustible más económico para las pilas de combustible o para las plantas híbridas solar/combustible fósil que pueden aparecer en el mercado en el año 2010.
Finalmente, se espera que el gas natural comprimido sea un combustible conveniente para vehículos pesados tales como camiones, autobuses o trenes. Tendría ventajas medioambientales sobre los combustibles a base de petróleo en lo que se refiere a calidad del aire expulsado y a las emisiones reducidas de CO2. Si se desarrollan motores de turbina de gas y/o coches eléctricos con pilas de combustible adecuados, se conseguirán mayores reducciones de CO2.
Los acuerdos internacionales previstos que limiten las emisiones de gases de efecto invernadero pueden aumentar sustancialmente el mercado de las tecnologías que consumen gas natural reduciendo el quemado de carbón y petróleo. El protocolo del azufre de Helsinki, firmado en 1994 por la mayoría de los países europeos, exige grandes reducciones de las emisiones de SO2 lo que crea oportunidades adicionales para el gas natural. Afortunadamente, existen los recursos necesarios de gas natural y las tecnologías para explotar estos recursos se están perfeccionando constantemente.
Precios del gas
Los precios del gas se ven afectados por los costes de producción, los elevados costes de transporte en relación con el petróleo y los costes de los combustibles en competencia. Existe también competición intra-gas de distintos suministradores que usan los mismos sistemas de conducción del gas, u otros que pueden competir con ellos.
Los precios anunciados para los nuevos suministros de gas son comparables a los márgenes de precio existentes. Snam (Italia) ha anunciado precios de 2,08$/GJ para el gas de Yamal y 2,39$/GJ para el gas de Noruega, ambos suministrados a Italia bajo contratos a largo plazo. El gas holandés se exporta a aproximadamente 2,35$/GJ. El precio de venta (1996) a los grandes usuarios de la industria, sin impuestos, fue de 3,2$ a 4,7$/GJ en el Continente y 2,3$/GJ en el Reino Unido. El último precio se desmarcó del intervalo de precios general de la UNE en los últimos dos años, presumiblemente como resultado de la desregulación de la industria. Se espera que los precios para el nuevo GNL estén dentro del intervalo de 3$/GJ con una estimación de 0,5$/GJ necesaria para la regasificación. Basándose en las condiciones actuales del mercado o bien en un mercado previsto de gas europeo liberalizado, los precios del gas deberán continuar siendo competitivos en la UE en los próximos 15-25 años y probablemente durante mucho más tiempo.
Hay un mercado internacional en desarrollo de GNL regido por la demanda en el sur y en el este de Asia, con nuevos suministros importantes en el Golfo Pérsico y en las plataformas marinas al sudeste de Asia. Este mercado probablemente crecerá para asemejarse al competitivo mercado del petróleo. A largo plazo, un mercado internacional de disponibles de GNL originará un tope en los precios del gas natural, siempre que se hagan las inversiones necesarias en producción de GNL en puntos remotos y en instalaciones de regasificación en los países usuarios.
Vulnerabilidades y oportunidades de las iniciativas de la UE
La industria del gas europea ha proporcionado un alto nivel de seguridad de suministro a sus usuarios. La seguridad de suministro para la UE en su totalidad está garantizada por una serie de medidas que incluyen el uso de contratos a largo plazo para los importadores de gas, el uso de contratos interrumpibles con las empresas eléctricas y los usuarios industriales, el almacenamiento subterráneo del gas, la producción nacional flexible, y convenios comerciales de asistencia mutua. Sin embargo, hay una demanda creciente de gas en algunos estados miembros periféricos, como España, Portugal y Grecia, y la UE está considerando la admisión de nuevos estados que aumentarán sustancialmente la dependencia global de la Comunidad de la importación. Por consiguiente, es necesaria una vigilancia continua por parte de la Comisión, teniendo en cuenta nuevos desarrollos y la diversidad de la situación de suministro en los Estados Miembros (países con una mayor dependencia de la importación consideran muy importantes las relaciones con los suministradores de gas, dando preferencia a los contratos de suministro a largo plazo).
El Parlamento y el Consejo Europeos están atentos a la cuestión, favoreciendo reglas comunes entre los Estados Miembros en el mercado interno del gas natural y un mayor grado de competencia dentro de la industria del gas para mejorar la competitividad global europea (Secretaría General del Consejo, 1997). Actualmente, sin embargo, la seguridad del suministro es ante todo responsabilidad de los Estados Miembros y de la industria. No obstante, hay importantes pasos que dar para suplementar las acciones de los estados Miembros y los convenios comerciales existentes, con el fin de mejorar la seguridad del suministro. Algunos de estos pasos se resumen a continuación:
A largo plazo, el riesgo mayor es el de la interrupción del suministro en un gasoducto importante desde el exterior de la UE. Esto podría producirse por la inestabilidad política en el país productor o en un país que es atravesado por el gasoducto. Un estudio de la Comisión Europea (1995) ha señalado que la planificación de la emergencia a nivel de la Comunidad, en cooperación con los Estados Miembros, tendría un valor añadido cuando se trate de fallos de suministro importantes. Deben estudiarse los sistemas adecuados de coordinación de planes de emergencia nacionales y de la UE, de manera similar a la coordinación proporcionada por la Agencia Internacional de la Energía para las crisis del petróleo.
La UE podría continuar apoyando la planificación de proyectos de interés común para las Redes de Energía Transeuropeas (DG XVII, 1995). Esto abarca principalmente enlaces aún inexistentes, e interconexiones reforzadas con suministradores de gas externos, incluyendo gasoductos y otras instalaciones fuera de la UE. En algunos casos puede aportase apoyo financiero limitado para la construcción, pero estos proyectos que precisan mucho capital deben estar justificados comercialmente.
Un apoyo similar debe darse a las instalaciones de GNL que protejan de los riesgos a largo plazo de reducciones debidas a los sistemas de gasoductos o de subidas de precio injustificadas por una combinación de los grandes suministradores del gas de los gasoductos.
Además de estas intervenciones para mitigar el riesgo de cortes debidos a un problema exógeno, deben preverse varias medidas adicionales para facilitar una explotación de gas más segura y razonable:
La UE tendrá un papel en la formulación de un enfoque común para intentar relaciones comerciales y políticas con los estados productores de gas externos y con los estados por los que transcurren los gasoductos. Esta línea de acción de orientación internacional debe complementarse con esfuerzos adicionales de los Estados miembros.
La UE podría reforzar las líneas potenciales de I+D dirigidas al desarrollo de fuentes alternativas de gas natural. Debe prestarse especial atención a la extracción de gas a partir de fuentes no convencionales tales como las capas de carbón.
La UE debería continuar promoviendo la mejora de la eficacia de uso del gas en las aplicaciones de uso final, en los aparatos tanto domésticos como industriales, como por ejemplo en los programas SAVE y THERMIE.
Conclusiones
Existen razones que justifican el optimismo en relación con el mayor uso futuro del gas natural en Europa. Las previsiones actuales de la industria del gas respecto a su crecimiento futuro pueden ser demasiado bajas. Existen recursos para muchas décadas de consumo, pero ya que una gran parte del combustible tendrá que ser importado, conviene considerar acciones a nivel de la UE que puedan mejorar la cooperación entre los Estados Miembros para enfrentarse a interrupciones del suministro. Otras acciones, tales como la liberalización del mercado interno del gas y especialmente la promoción de la diversidad de opciones para la importación del gas, podrían aumentar la probabilidad de limitar los aumentos de precio a largo plazo, aunque al mismo tiempo esto podría complicar el mantenimiento de relaciones a largo plazo con determinados suministradores.
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Palabras clave
recursos de gas natural, mercado europeo del gas, política energética, seguridad de la energía
Referencias
Baddour, J.W., 1997, Energy Policy vol.25, no.2, 143-158.
Directorate General for Energy (DG XVII), 1995, Trans-European Energy Networks, Community Guidelines and Projects of common Interest, European Commission, Brussels
Estrada, J., Moe, A., y Martinsen, K.D., 1995, The Development of European Gas Markets: Environmental, Economic and Political Perspectives, John Wiley
Eurogas, 1997, Natural Gas in Western Europe, Brussels.
European Commission, 1995, European Community Gas Supply and Prospects, COM(95)478, Brussels.
Eurostat, Statistical Office of the European Commission, 1996 and 1997.
Exxon, 1997, 1996 Annual Report.
Financial Times, European Energy Report, 1996 and 1997.
General Secretariat of the Council, 1997, Presidency Compromise Proposal, Directive 97//EC, Common Rules for the Internal Market in Natural Gas, SN 3267/97, Brussels.
Preusse, A., 1996, Coalbed Methane Production, in World Energy, a Changing Scene, edited by M. Kuersten, Proceedings of the Seventh International Symposium, Hannover, October 25-27, 1994, E. Schweizerbartísche Verlagsbuchhandlung, Stuttgart.
Quast, O. and Locatelli, C., 1997, Energy Policy vol. 25, no.2, 125-133.
Stevens, P., 1997, Energy Policy vol.25, no.2, 135-142.
Contactos
Irving Spiewak, IPTS, tel. +34-5-4488386, fax 4488339, e-mail irving.spiewak@jrc.es
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Sobre los autores
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Irving Spiewak tiene el título de Master of Science en Ingeniería Química del Instituto de Tecnología de Massachusetts. Antes de incorporarse al IPTS como Científico Visitante, especializado en vigilancia tecnológica de energía térmica solar y otras energías renovables, trabajó como investigador científico y gestor de programas en le Laboratorio Nacional de Oak Ridge, EE.UU., y como investigador científico en el Weizmann Institute of Science, Israel. Sus investigaciones incluyen el campo de la energía/medio ambiente.
Antonio Soria es doctor en Ingeniería Energética. Ha trabajado en el JRC en las sedes de Sevilla e Ispra. Sus principales áreas de estudio se relacionan con las tecnologías energéticas, la economía de la energía y las implicaciones medioambientales del uso de la energía.
