Un nuevo ciclo de crecimiento marcará la trayectoria del gas natural licuado (GNL) durante la próxima década, según el análisis contenido en el World Energy Outlook de la International Energy Agency (IEA). El organismo estima que entre 2025 y 2030 se incorporarán alrededor de 300 bcm de nueva capacidad de exportación, un aumento equivalente al 50% del suministro mundial disponible. El avance se produce después de un periodo de expansión moderada entre 2020 y 2024 y responde a inversiones concentradas principalmente en Estados Unidos y Catar, que en conjunto explican alrededor del 75% de los proyectos en construcción.
A diferencia de ciclos previos, la nueva capacidad productiva tiene un componente mayoritario de flexibilidad. Tres cuartas partes del suministro adicional podrá venderse en el mercado spot o bajo contratos con cláusulas de destino más amplias, lo que condicionará la formación de precios y la competencia entre regiones. “Por lo tanto, las preguntas clave son en qué mercados, a qué precio y en qué condiciones se puede absorber esta creciente oferta de GNL”, insiste la IEA, que plantea tres escenarios hasta 2035.
En el Escenario de Políticas Actuales (CPS), la demanda global de LNG crece en 260 bcm entre 2024 y 2030, ritmo suficiente para equilibrar el aumento de capacidad. China, Europa y Japón explican cerca de la mitad de ese crecimiento, mientras que el resto proviene de economías emergentes de Asia, aunque con limitaciones derivadas de precios más altos. En este escenario, los valores del gas se mantienen cerca del costo marginal de largo plazo, que incluye infraestructura de licuefacción, transporte y regasificación.
En el Escenario de Políticas Establecidas (STEPS), la demanda aumenta en 200 bcm al 2030, un nivel inferior al crecimiento de la oferta, lo que genera presión a la baja sobre los precios. La mayor penetración de energías renovables, la electrificación industrial y mejoras de eficiencia desplazan parte del LNG en mercados desarrollados, particularmente en Europa y China. El resultado es un excedente temporal cercano a 65 bcm en 2030, que se absorbe progresivamente hacia 2035.
En el Escenario de Cero Emisiones (NZE), el desplome en el consumo global de gas reduce drásticamente la necesidad de nueva capacidad productiva. Si los proyectos en construcción se materializan, su utilización podría caer a 75% en 2030 y 50% en 2035, obligando a algunas plantas a cerrar o transformarse para procesar combustibles alternativos como amoníaco o metanol.
Ajustes diferenciados en mercados avanzados
El estudio también detalla cómo evolucionaría la demanda en economías desarrolladas. En la Unión Europea, la caída de la producción interna y la reducción sostenida de los envíos por gasoducto desde Rusia incrementan el rol del GNL, aún en un contexto de consumo decreciente. En el CPS, la demanda europea cae en 35 bcm hacia 2035, pero las importaciones de GNL aumentan en 80 bcm para cubrir la brecha. En el STEPS, el descenso del consumo es mayor (75 bcm), con un incremento menor de importaciones, estimado en 35 bcm. Desde la IEA, apuntan: “en ambos casos, el GNL se mantiene como un elemento relevante para la seguridad de suministro, especialmente en almacenamiento estacional y estabilización del sistema eléctrico”.
En Japón y Corea, la dependencia del GNL sigue siendo alta, aunque con trayectorias distintas. En Japón, la magnitud de los reinicios nucleares será clave: cada gigavatio habilitado reduce entre 1 y 1,5 bcm de demanda. Hacia 2035, sus importaciones se sitúan en torno a 100 bcm en el CPS, mientras que el STEPS proyecta una leve disminución. En Corea, los volúmenes permanecen estables en el CPS y se reducen marginalmente en el STEPS debido al avance de energías renovables.
Riesgos y desafíos para los exportadores
La posibilidad de un exceso de capacidad, especialmente en el STEPS, plantea riesgos para los exportadores. En mercados altamente flexibles como Estados Unidos, la menor utilización afectaría principalmente a los actores con inversiones en varios activos y segmentos, ya que los dueños de terminales suelen asegurar ingresos mediante contratos de capacidad productiva. En otros países, la combinación de contratos más flexibles, costos operativos más altos y plantas antiguas podría derivar en cierres temporales o en la necesidad de modernización.
Según la IEA, la dinámica entre nuevos proyectos, competencia regional y demanda efectiva definirá la estabilidad del mercado hacia 2035. Para la industria marítima y portuaria, el incremento de volúmenes, la flexibilidad contractual y el desplazamiento entre regiones anticipan una década de ajustes en rutas, servicios y terminales vinculados al LNG, en un escenario de mayor competencia y reconfiguración de flujos energéticos globales.
Por MundoMaritimo
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