Tres académicos del CGEP opinan sobre las consecuencias de la decisión de la administración Biden de pausar las aprobaciones pendientes de las exportaciones de gas natural licuado (GNL) de los EE. UU. a países que no tienen acuerdos de libre comercio. 1] Anne-Sophie Corbeau analiza la pausa en el contexto del mercado más amplio del GNL. Ira Joseph asume su importancia para los propios proyectos y su relación con el mercado del gas de los Estados Unidos, y Akos Losz analiza las implicaciones a largo plazo para el mercado global del gas y la política climática de los Estados Unidos.
Anne-Sophie Corbeau
En primer lugar, esta decisión no afectará a los proyectos de GNL de EE. UU. actualmente en construcción. Para 2028, EE. UU. tendrá 232 mil millones de metros cúbicos al año (bcm/año) de capacidad de exportación de GNL, de los 126 de hoy, muy por delante de Qatar (171 bcm/y). Además, el mundo está actualmente involucrado en la mayor expansión de la capacidad de GNL hasta la fecha, con 280 bcm/y en construcción. El impacto a medio plazo de esta decisión será mínimo.
A largo plazo, la pregunta es si el mundo necesita GNL adicional más allá de esa capacidad, ya sea de los EE. UU. o no. Las respuestas varían entre las instituciones, pero las opiniones alcistas sobre la demanda futura de GNL tienden a estar más en línea con los escenarios de negocio como de costumbre que con los que piden reducciones significativas en las emisiones de GEI. 2] Mientras tanto, los escenarios netos de cero tienden a mostrar una mayor reducción (en comparación con los escenarios habituales) en las exportaciones de GNL de EE. UU. que en las de Oriente Medio.[ 3] Esa capacidad de EE. UU. podría quedar varada con el tiempo.
Se ha prestado mucha atención al mercado de la UE, pero su apetito por GNL eventualmente disminuirá a medida que disminuya su consumo de gas. El futuro del GNL permanece en Asia, con China utilizando el GNL como elemento de equilibrio en su ecuación oferta/demanda, mientras que el GNL tiene que luchar para desplazar el carbón en otras economías asiáticas en desarrollo.
Esta pausa será importante para evaluar un parámetro clave del GNL, además de los factores económicos y de mercado: su huella ambiental, especialmente la afirmación de que el GNL de EE. UU. podría ser peor que el carbón.[ 4] Las plantas de GNL afectadas por la pausa podrían estar en línea a finales de la década de 2020 en el mejor de los casos; por lo tanto, es de suma importancia que estén preparadas para ser competitivas «ambientalmente» dados los recientes desarrollos sobre las regulaciones de metano en la UE. Dada la mayor atención a la reducción de estas emisiones, es probable que las medidas regulatorias se vuelvan más estrictas y amplias en lugar de más indulgentes, y eventualmente incluyan a otros importadores clave de GNL. Para estos proyectos de GNL, esto significa tener acceso a emisiones de metano muy bajas de gas aguas arriba y reducir las emisiones de metano, así como usar electricidad limpia para licuar el gas natural o la captura, utilización y almacenamiento de carbono, en la planta de licuefacción, lo que potencialmente obliga a otras plantas de GNL de EE. UU. (existentes y en construcción) a hacer lo mismo. En un mundo en el que los suministros de GNL compiten, otros exportadores con cadenas de valor más simples harán la inversión para reducir la huella de carbono de su GNL.
Mientras tanto, pronto podría presentarse una nueva salida para el gas estadounidense: exportar hidrógeno o sus derivados basados en gas. Pero también tendrá que ser de bajas emisiones.
Ira Joseph
La pausa de la aprobación regulatoria del Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE) para los proyectos emergentes de GNL pone un foco más brillante en la relación entre la producción de GNL y el cumplimiento de los estándares ambientales. Si bien 17 proyectos de GNL se ven teóricamente afectados por esta pausa, solo cuatro, Calcasieu Pass 2 (CP2) de Venture Global, Delfin LNG, Lake Charles LNG y Commonwealth LNG, son notables dado lo lejos que han progresado comercialmente. 5] Entre estos cuatro proyectos hay 21 millones de toneladas por año (mtpa) (29 bcm/año) de acuerdos de venta y compra firmados en los últimos dos años. Este total constituye el 37 por ciento de su capacidad diseñada.[ 6] Estos proyectos aún no han recibido una decisión final de inversión, ya que ninguno de los cuatro tiene contratos que suman más del 50 por ciento de la capacidad del proyecto. Es seguro asumir que es poco probable que esta capacidad vea la luz del día antes de 2028 en función del tiempo típico que se tarda en construir una unidad greenfield, con la posible excepción de CP2 dado su diseño modular y su historial de entrega más rápida.
Estudiar el impacto ambiental de los proyectos de GNL fue un paso necesario dada la naturaleza cambiante del mercado del gas de los Estados Unidos. Ya existía una supervisión y controles más estrictos sobre las emisiones de metano en el sector ascendente, que históricamente representaba el 60 por ciento de las emisiones a lo largo de la cadena de valor del gas de EE. UU., por lo que era lógico que el mercado aguas abajo de más rápido crecimiento para el gas de EE. UU., el sector del GNL, recibiera un tratamiento similar y más completo. El gas de alimentación para el uso de GNL ha pasado de esencialmente nada en 2016 a constituir el 15 por ciento de la demanda de gas de los Estados Unidos. Para 2030, este número subirá a más del 20 por ciento y, si todos estos proyectos en modo de pausa avanzan, el 30 por ciento de la demanda es una posibilidad distinta.[ 7]
La pausa del DOE no detiene el desarrollo de los proyectos. Nada impide que estos proyectos de GNL continúen firmando contratos de GNL con los compradores, lo cual es esencial para su éxito. Un proyecto típico de GNL buscará al menos el 80 por ciento de su capacidad bajo un contrato a largo plazo antes de declarar la decisión final de inversión (FID) y bloquear la financiación sin recurso necesaria para financiar la construcción y las operaciones iniciales. 8]
El efecto de la pausa en el mercado más amplio del GNL es mínimo en este momento. Grandes cantidades de capacidad de GNL en construcción en los EE. UU. y Qatar no tienen volumen bajo contratos a largo plazo. Incluso entre el GNL que está en contrato de proyectos emergentes, al menos el 40 por ciento se vende a los actores de la cartera que tendrán que revender el GNL a los usuarios finales o a un mercado al contado como Europa. Si a los compradores les preocupa que la pausa del DOE sea un riesgo para su seguridad de suministro, se ofrece mucho GNL para disiociar estas preocupaciones.
Akos Losz
Dos suposiciones parecen haber informado la decisión de detener temporalmente las aprobaciones pendientes de las exportaciones de GNL a países que no están en el acuerdo de libre comercio (TLC): que el impacto en los mercados globales de gas, y la seguridad de suministro de los aliados, será mínimo,[9] y que limitar las aprobaciones de las aprobaciones de exportación a países que no son del TLC podría ser una herramienta efectiva para limitar el ciclo de vida de las emisiones de GEI del gas estadounidense.[ 10] Ambas suposiciones pueden resultar erróneas, dependiendo de lo que suceda después de la pausa.
Cuando se trata de los impactos en el mercado del gas, la pregunta crucial es cuánto GNL necesitará el mundo en el período 2030-2050. Los pronósticos varían enormemente, pero la mayoría de las rutas de negocio como de costumbre, e incluso algunas que cumplen con cero netos, muestran que la capacidad actual de GNL más en construcción está por debajo de la demanda proyectada, al menos durante algunas partes de este período. 11] Uno podría sentirse cómodo con el hecho de que solo EE. UU. tiene otros 90 mtpa de capacidad pre-FID ya totalmente permitido tanto por la Comisión Reguladora Federal de la Energía (FERC) como por el DOE.[ 12] Sin embargo, solo uno de estos proyectos (Delfin LNG) ha asegurado contratos vinculantes de GNL hasta la fecha (por 3 mtpa),[13] mientras que los otros han luchado por progresar o se han estancado por completo.
También se podría reconfortar con el hecho de que hay aproximadamente 200 mtpa de capacidad pre-FID fuera de los EE. UU. que puede llenar plausiblemente un vacío de suministro.[14] Sin embargo, el 40 por ciento de esta capacidad se encuentra en Rusia (afectado por las sanciones occidentales), el 15 por ciento en África Oriental (plagada de problemas de superficie) y otro 15 por ciento en México (sujeto a la jurisdicción del DOE, ya que los proyectos toman gas de alimentación de los EE. UU.). Si la demanda global de GNL entra en caída libre en una década (como sugieren algunos escenarios netos de cero),[15] entonces el destino de los proyectos de EE. UU. importa poco. Pero si la demanda está más cerca de las proyecciones actuales de la industria (o de las vías de cero neto más intensivas en GNL)[16], entonces cualquier restricción en el futuro suministro de GNL de EE. UU. bien puede tener un impacto tangible en los saldos globales de 5 a 10 años a partir de ahora, especialmente si la suspensión actual de los permisos se mantiene o se extiende en el futuro. En realidad, el GNL de EE. UU. no tiene muchas alternativas fáciles, a menos que Qatar decida emprender nuevas rondas de expansión. Mientras tanto, la politización de las exportaciones de GNL ya está impulsando a los responsables políticos europeos[17] y asiáticos[18] a reevaluar el perfil de riesgo del GNL de EE. UU., y es probable que ralentice el ritmo de la contratación hasta que se despeje la incertidumbre regulatoria.
Las preocupaciones sobre las emisiones del ciclo de vida del GNL de EE. UU., especialmente las emisiones de metano en el parche de esquisto de EE. UU., son muy reales y justificadas. 19] Dado que la mayoría de las emisiones de metano se concentran aguas arriba de las plantas de licuefacción,[20] es más efectivo dirigirse a estas emisiones directamente en la fuente, como ya lo hacen las reglas de metano de la EPA,[21] y potencialmente podría hacerlo aún mejor, en lugar de indirectamente y selectivamente a través de las autorizaciones no al TLC del DOE para las exportaciones de GNL. Imponer un estándar de rendimiento de GEI separado en las plantas de licuefacción de EE. UU. basado en las mejores prácticas de la industria sería una política sensata para cualquier administración que se tome en serio el cambio climático. Conocer las emisiones reales es un primer paso vital. Sin embargo, elegir un puñado de proyectos con solicitudes pendientes del DOE para estudiar más a fondo su impacto climático al tiempo que se da a todos los proyectos operativos, en construcción y totalmente aprobados pre-FID un pase libre no es posiblemente la forma más efectiva de frenar las emisiones de GEI relacionadas con la exportación de GNL.
Fuente: Artículo originalmente publicado por Centro de Política Energética Global de la Universidad de Columbia, Escuela de Asuntos Internacionales y Públicos
