Por Ing. Jorge Razzari
Director de Tesis: Mgter. Luciano Codeseira
Las actividades humanas generan emisiones de gases de efecto invernadero y han causado un aumento de temperatura de la superficie global de 1,1 °C por encima del período de1850-1900. El acuerdo de París tiene como objetivo limitar dicho aumento de temperatura a solo 1,5°C hacia finales del siglo. Las Contribuciones Determinadas Nacionalmente (CDN) exigidas en virtud de dicho acuerdo, han demandado a los países que articulen sus prioridades y ambiciones con respecto a la acción climática. Existen brechas entre las ambiciones mundiales y aquellas efectivamente declaradas. A esto se suman las brechas entre las ambiciones nacionales declaradas y la implementación de las mismas. Si no se reduce esta diferencia es probable que el calentamiento supere los 1,5 °C durante el siglo XXI, mientras que limitar el calentamiento a 2 °C implicaría una aceleración sin precedentes de los esfuerzos de mitigación durante 2030-2050.
El escenario Net Zero de la Agencia Internacional de Energía, describe una trayectoria para que el sector energético mundial alcance cero emisiones netas de CO2 para 2050 de manera de cumplir los objetivos del acuerdo de París. Sin embargo, existen algunas limitaciones que sugieren dificultades para alcanzar dichos objetivos. La primera de ellas es que se requiere
incrementar cuatro veces los niveles de inversiones actuales en energías limpias en un contexto geopolítico donde compiten por capitales orientados a desarrollar combustibles fósiles para garantizar la seguridad energética. Aun sorteando este inconveniente, se requiere desplegar una potencia instalada de energía solar y eólica que triplique la capacidad actual. Esto representa múltiples desafíos: muchos proyectos anunciados aún no han llegado a una decisión final de inversión ni han comenzado la construcción. Solo alrededor del 25% de los proyectos anunciados para la capacidad de fabricación de energía solar fotovoltaica en todo el mundo pueden considerarse comprometidos. La cifra equivalente para las baterías es de alrededor del 30% y de alrededor del 5% para los electrolizadores.
Se requieren grandes cantidades de minerales críticos para las tecnologías de energía limpia y su infraestructura de apoyo, que van desde turbinas eólicas y baterías de vehículos eléctricos hasta tuberías de CO2 y redes eléctricas. Dado que las tecnologías de energía limpia ya representan una alta proporción de la demanda total de estos minerales (litio, cobalto, níquel y cobre), el crecimiento continuo en el despliegue de estas tecnologías depende de la rápida
expansión de las cadenas de suministro de minerales críticos.
Los acontecimientos de los últimos años demuestran que la transición energética es más complicada de lo que se pensaba debido a que los objetivos climáticos compiten con las prioridades en torno a la seguridad energética, el acceso a la energía y la asequibilidad.
En 2022 se produjo una fuerte reducción del gas disponible por gasoducto en Europa, lo que se tradujo en un aumento en torno al 60 % de las importaciones de LNG para compensar la pérdida de volúmenes. Los cambios abruptos en los flujos de los gasoductos rusos desencadenaron una feroz competencia por el suministro, principalmente entre Europa y Asia, lo que provocó que los precios se dispararan a máximos históricos. Muchas regiones pasaron de utilizar gas a utilizar carbón, impulsadas tanto por factores económicos como por limitaciones como la limitada capacidad de importación. Las reducciones significativas en la producción de gas ruso fueron compensadas por aumentos sustanciales en Estados Unidos. No solo cambiaron los flujos comerciales sino también la proporción de las exportaciones de gasoductos respecto a LNG (Figura A-2) Este cambio fue impulsado por una mayor disposición a pagar un precio superior, lo que resultó en una reorientación del LNG comercializado, predominantemente procedente de los Estados Unidos.
En marzo de 2022, los dirigentes de la Unión europea acordaron eliminar gradualmente la dependencia de Europa de las importaciones de energía rusas por medio de la ejecución del plan RepowerEU mediante el ahorro energético, diversificación de suministros y despliegue de energías renovables. El paquete de medidas prevé reducir el consumo de gas en un 30 % de aquí a 2030.
Al analizar el estado de implementación de las medidas de RePowerEU se observa que la viabilidad técnica y económica de sustituir el 30% de la demanda de gas natural en un plazo de seis años se enfrenta a una gran incertidumbre lo que hace que sea más probable que el gas natural tenga una presencia continua en la matriz energética europea. Además, la reducción de la demanda en las economías avanzadas se ve parcialmente compensada por el crecimiento
continuo en muchas economías de mercados emergentes y en desarrollo.
En la actualidad, China es el mayor productor y consumidor de carbón, y un importante consumidor de petróleo y gas. El aumento de la demanda de electricidad ha llevado a China a completar casi 40 GW de nueva capacidad de carbón en promedio por año durante los últimos cinco años, más que el resto del mundo combinado en el mismo período. En 2022, se aprobó el inicio de la construcción de cerca de 90 GW de nueva capacidad de carbón, además de otros 50 GW previstos, que se suman a los casi 100 GW en construcción a finales de año, lo que indica que la capacidad total de carbón en China seguirá aumentando hasta 2030.
Al realizar una serie de hipótesis detalladas en el presente trabajo se obtiene una curva de demanda de LNG hacia 2050 como resultado principalmente de considerar dos cuestiones. Primero, que Europa cumple de manera parcial el despliegue de energías renovables anunciados producto de restricciones en la capacidad de fabricación de ciertos componentes, inadecuada red de transmisión y distribución y una provisión de minerales críticos acotada. Segundo, se considera un cumplimiento parcial por parte de China con respecto a las políticas de uso de carbón justificado por el hecho de que en la actualidad plantas de generación de electricidad a través de carbón están en construcción para asegurar el abastecimiento energético y a pesar de que el gobierno central no ha autorizado nuevos proyectos, no sucede lo mismo con los gobiernos provinciales. Al tomar en consideración las hipótesis antes mencionadas podemos asumir que la demanda de LNG será de 611 bcm en 2030 y 651 bcm en 2050.
Al analizar la curva de oferta de LNG, vista desde el análisis de la capacidad de licuefacción encontramos los siguientes resultados. En 2022, se puso en marcha cerca de 20 MTPA de capacidad de licuefacción para alcanzar un total mundial de 478 MTPA. Actualmente, 201 MTPA de capacidad de licuefacción están en construcción o aprobados para su desarrollo. Si se considera que no se tomarán nuevas FID a partir de este año, hacia 2050 se construyen 160 MTPA de los proyectos en marcha y además se asume que las plantas operan a una capacidad promedio de utilización de 81,5 % entonces la oferta de LNG será de 618 bcm en 2030 y 707 bcm en 2050.
Hasta tanto no entren en línea los proyectos en construcción el mercado de LNG continuará tensionado. Después de 2030 queda poco margen para el comercio de LNG. Con alrededor de 650 bcm de capacidad de licuefacción anual en funcionamiento y otros 270 bcm en construcción, los mercados mundiales de LNG parecen ampliamente abastecidos y los proyectos en construcción hoy en día parecen suficientes para satisfacer la demanda. El panorama es más incierto si la transición avanza a otro ritmo donde es probable que una buena cantidad de gas acabe vendiéndose en un mercado con exceso de oferta.
La transición energética y el actual contexto geopolítico suponen una oportunidad para convertir a la Argentina en un exportador relevante de gas natural. Sin embargo, existen tres grandes tipos de restricciones para desarrollar las reservas de gas: costo de capital elevado y dificultades para acceder al mismo, inadecuado marco jurídico, una ventana de tiempo acotada por los proyectos en marcha a nivel global. Si bien los precios actuales de Europa o Asia hacen económicamente viables los proyectos, existe la posibilidad que ante un exceso de oferta de LNG y una consecuente baja de precios sea necesario mejorar aún más los costos de desarrollo para ser competitivos.
El desarrollo del LNG se basa en que el gas natural es el combustible de transición. Esto representa una oportunidad para Argentina en tanto sea capaz de gerenciar su transición energética de manera de sobrepasar las restricciones con las que cuenta y lograr el desarrollo económico. Por tanto, la solución debe ser abordada de manera sustentable, esto es posicionando a Argentina como proveedor de LNG bajo en carbono como otros mercados ya están explorando. Algunas opciones incluyen el uso de energía renovable en la licuefacción del gas natural, la compensación de emisiones por medio de bonos de carbono y soluciones que aún requieren desarrollo tecnológico como es la captura, uso y almacenamiento de carbono.