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LA VOZ DEL EXPERTOPanorama global del gas

Nueva geografia de la demanda

En su último World Energy Outlook (WEO 2013) la Agencia Internacion-al de la Energía (AIE) advierte que muchos axiomas de larga tradición en el sector energético están hoy en día en proceso de revisión. Así, algunos de los principales países importadores de hidrocarburos en el pasado, como los EE.UU., se están convirtiendo en exportadores, al mismo tiempo que otros países de este último grupo, muy particular-mente los de Oriente Medio, se están transformando en destacados centros de crecimiento de la demanda global. Por otro lado, la revolu-ción del petróleo y gas no convencional está modificando nuestra per-cepción sobre la distribución geográfica de los recursos energéticos en el mundo.

La AIE afirma que conocer la dinámica que subyace a los mercados resulta fundamental para aquellos que deben tomar decisiones con-ciliando objetivos económicos, energéticos y medioambientales. Los que sean capaces de anticiparse con éxito a los acontecimientos energéticos globales gozaran de una posición ventajosa, mientras que los que no lo hagan se arriesgan a tomar malas decisiones políticas o inversoras.

Explorar las perspectivas globales del mercado del gas natural no es, por tanto, un ejercicio baladí. Y, en este sentido, el WEO 2013 ofrece buenas noticias para la industria, ya que el informe considera que, sea cual sea la política energética adoptada por los gobiernos en el próximo cuarto de siglo, la importancia del gas natural en el mix energético global seguirá aumentando. No en vano, en relación a otros combus-tibles fósiles, el gas natural presenta notables ventajas ambientales, una amplia disponibilidad y unos costes de suministro competitivos.

De hecho, el gas natural es el único combustible fósil cuya participación en el mix energético global crece en los tres escenarios contemplados en el WEO 2013. Así, mientras en el New Policies Scenario* se pronostica que el porcentaje del gas en dicho mix pasará de un 21% en 2011 al 24% en 2035, lo que supone un ritmo de crecimiento medio de la demanda del 1,6% anual, en el Current Policies Scenario** el crecimiento es aún más rápido, promediando el 1,9%, un porcentaje que se reduce al 0,8% en el 450 Scenario***.

En los tres escenarios comentados, la futura demanda está liderada por los países ajenos a la OCDE. La participación sobre el total de la demanda correspondiente a este último grupo de países igualó el de la OCDE en 2007 y las previsiones apuntan a que llegue al 62% en 2035, frente al 53% de 2011. Estamos frente a una nueva geografía de la demanda: aunque EE.UU. seguirá siendo el principal mercado mundi-al, China y Oriente Medio crecen a pasos agigantados, mientras la vieja Europa se estanca.

Crecimiento global de la producción

Por lo que respecta a la producción, las proyecciones apuntan a que entre 2011 y 2035 crezca en todas las regiones del mundo, con la única excepción de Europa, donde el aumento de la producción en Norue-ga no será suficiente para compensar el declino en otros campos maduros del Mar del Norte y los Países Bajos. China, EE.UU., Rusia y Australia (por este orden), seguidos por Qatar, Irak, Brasil, Turkmenistán, Irán y Argelia, serán los países que experimentarán un mayor crecimiento de la producción. EE.UU. y Australia contabilizarán importantes aumentos (del 29% y el 198%, respectivamente) que les convertirán en exportadores netos, pero, pese a ello, los países ajenos a la OCDE serán responsables de cerca del 82% del incremento global.

Sin lugar a dudas una de las conclusiones más relevantes del WEO 2013 es que, en poco más de dos décadas, el gas no convencional podría representar más de un cuarto de la producción mundial de gas natural. Las previsiones son que a partir de 2020 el desarrollo de la producción de gas no convencional

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se extienda más allá de EE.UU. y Canadá, convirtiendo a China y Australia en los mayores contribuyentes al crecimiento global de la producción, seguidos por otros países como Argentina, India, Argelia, México e Indonesia, con el conjunto de la UE situándose ligeramente por encima de estos tres últimos países. De esta forma, el gas no convencional, que en 2011 representó alrededor del 17% del conjunto de la producción mundial, podría llegar a alcanzar el 27% en 2035. La revolución, iniciada con el shale gas en EE.UU. y Canadá, se expande más allá de las fronteras de estos países, manteniendo una tasa de creci-miento media del 3,7% entre 2011 y 2035.

Comercio internacional muy dinámico

Por lo que respecta al comercio internacional de gas natural, todo apunta a que encaramos un periodo muy dinámico, durante el cual cobraran relevancia creciente algunos nuevos actores que en conjunto plantearan un desafío competitivo a los exportadores clásicos, como Rusia y Qatar. Por otra parte, las proyecciones concluyen que en las próximas dos décadas asistiremos a un cambio en la dirección del comercio internacional del gas natural, cuyo foco importador se desplazará de la cuenca Atlántica (con la notable excepción de Europa que seguirá siendo la principal región importadora del mundo) hacia la región de Asia-Pacifico. Un cambio que, sin duda, planteará nuevos dilemas para los productores de Eurasia que dependen de los gasoductos para acceder a los mercados.

La AIE considera que mientras el comercio del gas natural por gasoducto seguirá dominado por unos pocos productores, básicamente localizados en Eurasia, el grupo de países exportadores de GNL sufrirá una importante reorganización. En primer lugar, porque algunos de estos países ya están experimentan-do un rápido crecimiento de la demanda interna lo que limita el volumen disponible para las exportac-iones. En segundo lugar, porque el mercado verá como emergen nuevos actores y como algunos de los ya existentes aumentan su cuota de mercado. Entre los nuevos actores hay que contar con Australia, Estados Unidos, Canadá, así como con algunos proyectos en curso en África Oriental. Y también habrá que contar con una expansión de la capacidad exportadora de Rusia, especialmente si, como parece plausible, Rosneft y Novatek consiguen asegurarse los derechos de exportación de GNL a los mercados asiáticos (lo que, por cierto, constituiría la primera brecha en el monopolio exportador de Gazprom). En el transcurso del periodo 2011-2035, la AIE asume que los mayores precios de importación de GNL se darán en los mercados de la región de Asia-Pacifico, de modo que este sería el destino más deseado por la mayor parte de los exportadores, dejando a Europa como un elemento equilibrador del mercado.

Naturalmente, todo este desarrollo no va a resultar barato. Cubrir las necesidades previstas en el New Policies Scenario a propósito de la demanda, el suministro y el comercio global, supone una inversión acumulada para la totalidad del periodo 2012-2035 cercana a los 8,5 billones de dólares (del 2012) lo que equivale a una inversión media anual de unos 370.000 millones de dólares que debe materializarse a lo largo de toda la cadena del gas. Dos tercios de este gasto medio anual, unos 260.000 millones, cor-responderían al sector de exploración y producción, mientras que las redes de trasmisión y distribución absorberían un 23%, frente al 9% demandado por las plantas de GNL, los buques metaneros y las termi-nales de regasificación.

Diferencias en cuanto al precio

Respecto al tema precios, el WEO 2013 comienza por recordar que como resultado de los diferentes me-canismos de fijación de precios y de los distintos balances entre oferta y demanda, siempre han existido discrepancias en el precio del gas natural entre América del Norte, Asia-Pacifico y Europa. Sin embargo, desde mediados de 2008, las diferencias se han acentuado notablemente. Los precios en Norteamérica han caído considerablemente gracias a la reducción de la demanda y al espectacular aumento de la pro-ducción de shale gas, mientras que, por el contrario, los precios en Asia-Pacifico y, en menor medida, en Europa han aumentado, principalmente a causa de la indexación al petróleo en unos momentos en que el precio del barril se ha mantenido de forma persistente en cotas relativamente altas.

En 2012, los precios medios del gas natural en los EE.UU. eran menos de un cuarto de los europeos y menos de un sexto de los de Japón, aunque en 2013 esta diferencia se había reducido, ya que el precio del gas en el Henry Hub se había casi duplicado respecto a los mínimos alcanzados a principios de 2012. En cualquier caso, los precios en los EE.UU. son todavía lo suficientemente bajos para despertar un cre-

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ciente interés en la exportación de GNL, lo que a su vez suscita interrogantes sobre la sostenibilidad a largo plazo de los mecanismos de fijación de precios del gas natural indexados al petróleo.

Muy probablemente, de aquí a 2035 todavía persistirán grandes diferencias regionales en el precio del gas, aunque con una cierta tendencia a la convergencia, resultado de un incremento de los suministros de GNL, un aumento del comercio a corto plazo y una mayor flexibilidad operativa. Todo ello contribuiría a que cualquier variación de precios en una parte del mundo se reflejara más rápidamente en otras, aunque parece improbable que esto fuera suficiente para generar un precio global único para el gas, especialmente si se tienen en cuenta los altos costes asociados con el GNL y el transporte marítimo.

En cada uno de los tres escenarios previstos en el WEO 2013 para el periodo 2012-2035, los precios en Norteamérica siguen siendo los más bajos, reflejando la abundancia de recursos no convencionales con costes de producción relativamente bajos. Sin embargo, dichos precios aumentarían en términos absolutos y en relación a otras regiones, particularmente hacia las postrimerías del periodo proyectado, a medida que los costes de producción del gas no convencional se incrementen y la indexación con el petróleo se relaje gradualmente en otros mercados, particularmente en Europa, donde se espera una renegociación de los contratos a largo plazo cuando estos vayan expirando. En el New Policies Sce-nario, las previsiones son que los precios del gas en Norteamérica se sitúan en 2035 en torno a los 6,8 dólares (de 2012) por cada millón de Btu (Mbtu) mientras que en Europa sería de 12.7 dólares por MBtu y en Asia-Pacifico de 14.9 dólares por MBtu. Ni que decir tiene que estas variaciones en el precio del gas tendrán consecuencias particularmente negativas para la competitividad industrial de Europa y Japón.

La UE tiene una baja intensidad energética, pero el coste de la energía es demasiado elevado. El precio del gas casi triplica el de EE.UU. y, al mismo tiempo, la industria europea tiene que lidiar con unos precios de la electricidad altos, consecuencia, en parte, de las medidas encaminadas a promover la energía baja en carbono. Todo ello supone un considerable fardo para su economía y un impacto negativo en su com-petitividad. En la UE, los costes laborales son más del doble que los asiáticos, mientras que los costes energéticos superan en cerca de un 60% a los de EE.UU. O dicho de otra manera, los EE.UU. experimen-tan un crecimiento razonable y tienen una energía relativamente barata, China tiene un alto crecimiento y una energía cara, mientras que Europa reúne lo peor de los dos casos: un crecimiento casi nulo y una energía cara. Como se anda discutiendo estos días en Bruselas, tal vez haya llegado el momento de que Europa reexamine su política energética, aprendiendo de la experiencia de los últimos veinte años para cambiar de enfoque y adoptar sendas más realistas y pragmáticas.

Tras examinar las perspectivas globales y reflexionar brevemente sobre la política energética de la UE, resulta obligado centrarnos en nuestro país para analizar la actual coyuntura del sector gasista y los desafíos que este debe encarar en un futuro inmediato.

La industria del gas en España

La tarjeta de presentación de la industria del gas en España resulta contundente: el sector aporta un 0,5% del PIB, emplea a más de 150.000 trabajadores, genera un valor añadido bruto de entre 7.000 y 8.500 millones de euros, las inversiones realizadas desde el año 2000 suponen más de 15.400 millones (lo que supone una capacidad de inversión superior a los 1.000 millones de euros anuales) y opera a través de una red de transporte y distribución de más de 81.000 kilómetros que llega a 1600 municipios y alcanza cerca de siete millones y medio de punto de consumo. Sin duda, estas cifras certifican que estamos ante uno de los motores de la economía española y un sector absolutamente estratégico.

Pero a nadie se le escapa que el sector no atraviesa su mejor momento. Enmarcados en un contexto de crisis económica aguda, los datos de consumo de gas de los últimos años en España muestran un im-portante descenso, resultado de una utilización cada vez menor de las plantas de ciclo combinado para la generación eléctrica. No en vano, desde el año 2008 este tipo de generación ha caído un 55%, refle-jando, esencialmente, un descenso de la demanda ligado a la situación económica que atraviesa el país, así como un incremento de la participación del carbón y de las fuentes renovables en el mix eléctrico. En cualquier caso, no todo son malas noticias, como lo demuestra el buen comportamiento experimentado durante el mismo periodo por el gas natural en los sectores industrial y doméstico. Ambos sectores han incrementado progresivamente el consumo, muy particularmente en el caso de la industria que, en estos

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momentos, con una participación cercana al 65% del total del gas consumido, es el principal usuario de dicho combustible en España.

Ante la situación descrita, cabe preguntarse qué hacer. Y la respuesta parece clara: la industria del gas de nuestro país no solo debe consolidar y seguir impulsando los sectores que tradicionalmente le han sido más favorables, como el industrial y el doméstico comercial, sino que, ineludiblemente, debe tam-bién posicionarse de cara al futuro, explorando nuevos ámbitos de negocios. Una iniciativa para la que cuenta con las ventajas que el gas natural ofrece -desde la triple perspectiva ambiental, económica y de seguridad y fiabilidad de suministro- en el complejo y largo camino que conduce hacia la sostenibilidad energética.

Para lograr que el sector del gas continúe creciendo resulta básico asumir la premisa de que el índice de penetración del gas en España (28%) es todavía bajo en relación con la media europea que se sitúa en torno al 50%. Lo que significa que todavía existe un gran potencial de crecimiento en aquellos ámbitos donde ya tiene presencia (en la industria y a nivel residencial y comercial) y a través de las nuevas aplica-ciones que el sector ha ido desarrollando en los últimos años: calderas más eficientes, bombas de calor y frío a gas, microcogeneraciones y cogeneraciones, equipos de apoyo a la energía solar, etc.

Y de cara a explorar nuevas metas, no podemos olvidar que al gas se le abren nuevas oportunidades de desarrollo en ámbitos donde hasta el momento tenía una penetración más bien tímida, como su uti-lización en la propulsión de automóviles, transporte por carretera o grandes buques.El sector del gas ya está presente en nuestro país en el transporte, sobre todo en el terreno de las flotas urbanas y cautivas, así como en los automóviles de reparto. Sin embargo, convendría hacer un esfuerzo adicional en otros ámbitos más novedosos, como es el caso de los sectores del taxi, del vehículo privado y del GNL marí-timo.

La expansión del gas en el sector del transporte se ve favorecido por el hecho de que el gas natural ve-hicular es un elemento clave de mejora de la calidad del aire de las ciudades: no emite partículas sólidas, reduce las emisiones de CO2 y de gases de efecto invernadero, y emite menos ruido y vibraciones. Todos estos factores resultan elementos básicos en los entornos urbanos, muy especialmente cuando las principales ciudades de nuestro país están impulsando medidas para ser más sostenibles y eficientes. Y a todo esto hay que añadir el tema económico: el gas permite ahorros del 57% respecto a la gasolina y del 37% respecto al gasóleo, además de reducir los costes de mantenimiento del motor respecto a carburantes líquidos.

Por otra parte, la apuesta por el GNL para la propulsión de buques constituye una nueva e importante oportunidad de desarrollo, enmarcada en una normativa internacional que tiene como objetivo impulsar la utilización de combustibles alternativos en el transporte marítimo. En este sentido, resulta significati-vo constatar que en 2020 once puertos españoles deberán disponer de infraestructuras de GNL.

Finalmente, no podemos olvidar que en nuestro país, tras cuarenta años de actividad el sector gasista se ha dotado de una infraestructura moderna, tecnológicamente avanzada, limpia y segura, que convendría optimizar, fomentando su uso de cara a la exportación a través de nuevas conexiones que nos unan con el sur de Europa, a través de Francia, así como con nuestro vecino ibérico, Portugal. La concreción de estas interconexiones, consideradas prioritarias por la Comisión Europea, supondría una notable mejora de la seguridad de suministro para Europa –recordemos que nuestro país recibe gas de once mercados distintos y que en 2012 fue el principal destino de GNL del viejo continente- a la vez que también per-mitiría a España disponer de un importante punto de entrada de gas a la Península. Un paso decisivo, en suma, para hacer realidad la tan acariciada aspiración de convertir a nuestro país en el principal hub gasista del sur de Europa.

* Este asume que los países cumplirán todos los compromisos contraídos hasta la fecha en materia de lucha contra el cambio climático.** Un escenario de business as usual.*** Un escenario capaz de evitar un aumento de más de 2º C de la temperatura global a largo plazo y, por tanto, el único compatible con los objetivos de lucha contra el cambio climático.

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1. IntroducciónEl consumo de gas del mercado convencional —formado por la industria y el sector doméstico-comercial— se man-tiene estable en 2013, ante un menor consumo de gas en generación eléctrica por parte de las centrales de ciclo combinado. Durante este año, la demanda de gas ha sido de 333.421 GWh (28,7 bcm), un 8% menos que en 2012.

La industria continúa siendo la principal consumidora, con un 64% sobre el total, seguida del sector doméstico-com-ercial y la generación eléctrica a través de los ciclos combinados, con un 17% en ambos casos.

Más de 14.000 millones de euros en inversiones

Desde el año 2.000, las compañías gasistas llevan invertidos unos 15.400 millones de euros. Estas inversiones han permitido superar la cifra de 81.000 kilómetros de redes de transporte y distribución de gas, y llegar a 1.600 munic-ipios —con posibilidad de dar servicio al 76% de la población española—.

Gas de 11 orígenes distintos

En 2013, España ha recibido gas de 11 mercados distintos, encabezados por Argelia (51%), Países del Golfo (12%), Nigeria (10%), Trinidad & Tobago (6%), y Perú y Noruega, con un 4%, principalmente.

En la actualidad, nuestro país puede recibir gas a través de 6 regasificadoras —el sistema cuenta con 7—, y medi-ante 6 gasoductos —dos con el Magreb, dos con Francia y dos con Portugal—. En 2013, entró en funcionamiento la ampliación de capacidad de la interconexión con Francia a través de Larrau (Navarra), con un flujo de gas en ambos sentidos que puede alcanzar los 5,2 bcm. En 2015, la capacidad con Europa crecerá hasta 7 bcm, por la ampliación del gasoducto que pasa por Irún (País Vasco). El 46% del gas que ha recibido nuestro país en 2013 lo ha hecho en forma de GNL, transportado por buques metaneros, mientras que el 54% restante ha entrado por gasoducto.

El sector gasista está preparado para encarar el futuro crecimiento con una capacidad suficiente y eficiente. España cuenta con unas infraestructuras gasistas modernas y muy flexibles, tanto en su capacidad de diversificar el suministro, por orígenes y for-ma de llegada del gas al sistema, como para dar respuesta rápida a la demanda de los distintos agentes, entre ellos la generación eléctrica. Es un sector en expansión con un potencial notable en distintos sectores, en particular en el residencial, en el de cogen-eración y en el transporte, terrestre y marítimo.

Después del récord registrado en 2012 por la demanda de gas en el mercado convencional, el mantenimiento de una relativa baja actividad industrial la mayor parte del año y los periodos invernales sin grandes olas de frío en 2013, han ocasionado un descenso del 0,5% de la misma, pese al aumento en el número de clientes. La demanda de gas por los ciclos ha caído un 32,8%. La demanda total descendió el 8%. Las perspectivas para 2014 son de crecimiento, particularmente en el mercado industrial.

La menor demanda de los ciclos por descenso de la demanda eléctrica y el aumento de la generación de renovables (la eólica y la hidráulica han tenido potentes avances), son factores externos al sector gasista que lo han condicio-nado fuertemente. Pese a ello, la expansión en nuevos municipios (y la consolidación en los que ya cuentan con servicio) y la búsqueda de nuevos segmentos/nichos/oportunidades de mercado, son actuaciones que han marca-do el ejercicio de 2013.

La demanda de gas natural por el mercado convencional ha alcanzado los 276.576 GWh, cifra que implica un de-scenso del 0,5% sobre 2012. Recordamos que en 2012 había crecido un 5,7%. El dato de 2013 es un 5,1% superior a la cifra de 2011 y el segundo más importante por volumen de la historia del gas natural en España.

La evolución de los últimos años ha potenciado el peso del sector industrial como destinatario de la oferta gasista. Si en 2008 representaba (sin consumo en usos no energéticos, como materia prima) el 44%, este pasado 2013 ha llegado al 64 debido principalmente a la caída del consumo en los ciclos.

En resumen, el mercado doméstico-comercial representa el 17% de la demanda de gas natural, el industrial el 64,1%, la generación en ciclos el 17,1% y el uso no energético el 1,9%.

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Por tanto, pese a la mayor penetración en el mercado convencional, particularmente en el mercado residencial-com-ercial, los factores exógenos indicados, han ceñido la demanda total de gas natural en España a 333.421 GWh en 2013, una cifra un 8% por debajo de la de 2012.

690 millones en inversiones

Pese a la incertidumbre regulatoria que se ha mantenido en 2013, el sector del gas ha continuado su esfuerzo in-versor para expandir esta energía. Las inversiones materiales han sido de 690 millones. Esta cifra es inferior a la del 2012, principalmente por no haberse invertido en el almacenamiento Castor, hecho que sí ocurrió en los últimos años.

Las inversiones de los últimos diez años han permitido superar la cifra de 81.000 kilómetros de redes de transporte y distribución de gas; también llegar a 1.600 municipios con servicio y alcanzar los 7,47 millones de puntos de con-sumo. Unas referencias que nos indica el avance: en el año 2000 eran menos de mil los municipios con gas natural, 37.000 Km abarcaba la extensión de las redes y 4,2 millones el número de clientes.

España recibió el 34% del GNL descargado en la Unión Europea

En cuanto a la seguridad de suministro, España continúa siendo un modelo a seguir por parte de los países comuni-tarios. En 2013, ha recibido gas natural de 11 países diferentes, entre los que destacan un año más Argelia, con un 51% de los abastecimientos totales, Francia (12%), Nigeria (10%), Países del Golfo (11,6%), Trinidad y Tobago (6%) Perú (4,5%) y Noruega (3,6%), principalmente. Estos ratios están relacionados con las entradas brutas al sistema; considerando las exportaciones, la cuota de Argelia no supera el 50 por ciento.

España cuenta con 6 conexiones internacionales (2 con el norte de África, 2 con Francia y 2 con Portugal) y 6 centrales operativas de regasificación (7 en toda la Península), en las que han descargado un total de 228 buques metaneros en 2013. El 46,3% de los aprovisionamientos de gas han llegado en forma de GNL, mientras que el 53,7% restante lo ha hecho vía gasoducto.

Un alto nivel de utilización de los dos gasoductos que conectan con Argelia (por el gasoducto del Magreb llegaron unos 85 TWh y por Medgaz unos 70 TWh) y la expansión de las cargas de buques de GNL para la exportación (52 operaciones en 2013, con 42 en 2012), son la causa de la caída del ratio que supone la descarga de GNL sobre el total del gas natural que ha entrado en el sistema español, que ha pasado del 60% en 2012 al 46,3% el pasado ejer-cicio, como hemos señalado.

El descenso de la demanda y la mayor utilización porcentual de los gasoductos de abastecimiento, ha ocasionado que el grado de utilización media de las terminales de descarga y regasificación haya sido bajo. Según el GTS, ha variado entre el 12% de la planta de Sagunto al 37% de la planta de Mugardos.

A nivel europeo, España continúa teniendo el primer puesto en número de terminales de descarga y regasificación y sigue siendo el principal destino del GNL que se dirige hacia la Unión Europea. El dato más reciente disponible (2012) señala que más de la tercera parte (34,2%) del GNL descargado en la UE lo hizo en alguna de las terminales españolas.

Resaltable es también que a partir del 1 de abril de 2013 la conexión internacional de Larrau alcanzó, según lo pre-visto, una capacidad de 165 GWh/día en ambos sentidos. Supone un hito para esta conexión con Francia, al pasar de una capacidad de exportación de 30 a los 165 GWh por día. La capacidad de importación sube de 100 hasta los 165 GWh.

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El consumo total de gas natural en España en 2013 ha alcanzado la cifra de 333.421 GWh, con un descenso del 8% respecto 2012.

Los factores externos con sobre el consumo de gas han sido varios en el hueco térmico en generación. Entre ellos destaca por ejemplo, la cantidad de carbón nacional pro-gramada no ha podido emplearse en su totalidad debido, entre otros motivos, a la fortaleza de la generación hidráuli-ca en la primera parte del año.

Otros factores como el descenso de la demanda eléctrica, la atonía de la economía y la fortaleza de la energía eólica, han completado el cuadro de factores exógenos negativos relevantes. También debe considerar que 2012 fue bisie-sto. Entre los aspectos positivos, enumerar la evolución positiva del indicador IRE de REE (evolución de consumo eléctrico de medianos y grandes consumidores) en los últimos meses del año, un signo esperanzador para 2014.

La previsión para 2014 realizada por el GTS en marzo de 2014 apunta a un mantenimiento de la demanda de gas natural en España.

El sector industrial de uso energético ha sido el destino principal de los flujos de gas al mercado en España. Ha captado el 64,1 (59,8% en 2012) del total del gas consumido en España.

El mercado doméstico-comercial (17% frente al 15,6% en 2012 sobre el total del gas natural consumido) ha evolu-cionado menos positivamente en relación con lo acaecido en 2012. Recordamos que en 2012 se alcanzó el récord de demanda convencional el 3 de febrero (1.249 GWh), a causa de una ola de frío y que en el conjunto de 2013 las temperaturas en épocas de calefacción han sido algo menos rigurosas, si bien en primavera han sido más bajas. Los grados días de 2012 y 2013 han sido bastante similares: 945 en 2013 y 935 en 2012.

2. Consumo de gas natural

2.1 Introducción

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2.2 Sector industrial

Sector industrial, más peso en la matriz gasista

En 2012 el sector industrial fue el más dinámico, con un aumento del 6,2% en el consumo de gas natural. Su deman-da global alcanzó un récord histórico. La causa principal fue el repunte de la cogeneración, con notable influencia por la puesta en marcha de instalaciones destacadas en algunas refinerías. En 2013 la demanda de los cogener-adores ha descendido, en parte por los impuestos especiales que están soportando en el consumo de gas para la actividad industrial. Junto con la ausencia de un repunte claro de la actividad global del sector gas, explican la caída de la demanda de gas estimada por este sector del 1,5%.

La demanda de gas por el sector industrial ha disminuido un 1,5% en 2013, alcanzando los 213,7 TWh. En 2012 au-mentó un cifra estimada del 6,5%. Esta evolución es un reflejo del nivel de la actividad industrial española en 2013, que en el conjunto de 2013 arroja valores todavía de estancamiento. El elemento más influyente en la caída está en la menor demanda de gas por los cogeneradores.

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2.3 Sector doméstico-comercial

La demanda estimada de gas natural por el sector doméstico-comercial fue de a 56,6 TWh, (-0,3% respecto a 2012) un 65% por en-cima del dato del año 2000. Se mantiene por tanto dentro de la tendencia histórica de cre-cimiento, pese al descenso en la construc-ción de nuevas viviendas.

Destacamos un hecho diferencial del primer trimestre del 2013 respecto al mismo período de 2012: en febrero de 2012 se produjo una ola de frío notable, que condicionó la evolución de este mercado doméstico-comercial en todo el año. El primer trimestre de 2013 fue diferente, con olas de frío de menor intensidad y más cortas. Es cierto que mayo de 2013 fue el más frío desde 1985 y que la primavera de 2013 ha sido más fría en conjunto, pero octubre y la primera parte de noviembre fueron períodos con temperaturas algo más elevadas que en 2012.

Del 20 al 25 de noviembre de 2013 se presentó la primera ola de frío del invierno que cambió la tendencia del con-sumo. Fue seguida de otra ola de frío la semana siguiente, algo más potente. El 28 de noviembre se batió el récord anual de demanda de gas natural en España, con 1.427 GWh. Se volvió a batir el 2 de diciembre, con 1.429 GWh, (el GTS ha cuantificado el consumo adicional de un día en una ola de frío estándar en 135 GWh).

La demanda generada durante las olas de frío se ha cubierto de forma normal por la oferta del sistema gasista, en el marco de la normativa que regula estas situaciones.

En resumen, un año con temperaturas invernales algo más suaves en las temporadas de calefacción que en 2012, si bien en los meses de abril a junio fueron más bajas. Solamente la captación de clientes adicionales por la labor comercial de las empresas del sector, ha permitido que la caída de la demanda en el sector doméstico-comercial apenas haya sido significativa.

Todo ello ocurre en un contexto en el que se siguen construyendo menos viviendas, siguiendo la tendencia de los últimos años y que en el conjunto del año puede haberse llegado al -41% respecto al 2012.

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El mercado doméstico-comercial ha sido el destino en 2013 del 17% de las ventas totales de gas natural, un porcen-taje que es la mitad que la media de la UE. En efecto, en el conjunto de los países de la UE el sector residencial-com-ercial representa de media en los últimos años (varía unos dos o tres puntos año por año dependiendo del nivel de dureza del invierno) entre el 35 y el 38% de la demanda total de gas natural. Es la causa de que las condiciones climáticas invernales condicionan notablemente las ventas globales de gas natural en los países europeos más fríos.

El potencial de crecimiento de las ventas en el mercado doméstico-comercial es todavía elevado en España. Basta observar los 1.600 municipios que cuentan con red de gas natural en comparación con el número total de municip-ios que existen en España, algo más de 8.100.

Podemos observar igualmente que, si bien no se dan las condiciones climáticas para un consumo per cápita en nuestro país similar a la media europea, según los últimos datos de Eurostat el consumo de gas natural por habit-ante en el mercado doméstico-comercial en el conjunto de la UE es de 2.273 kWh y en España de 1.039 kWh.

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2.4 Sector de generación eléctrica

La necesidad de una energía back up por parte de las energías renovables (en especial hidroeléctrica y eólica) y los impactos negativos sobre el medio ambiente de otras no renovables, definen al gas natural como una energía clave en generación en esta prim-era parte del S. XXI.

Pese al descenso registrado enla generación en centrales, el gas natural sigue siendo clave en la producción de energía eléctrica en España, tanto en los ciclos combinados como con la tecnología de la cogeneración.

La producción de electricidad con gas natural en las centrales de ciclo combinado ha aportado el 9,6% de la produc-ción eléctrica. La demanda de gas natural de los ciclos combinados en 2013 ha descendido un 32,7%.

La electricidad vertida a la red por los cogeneradores ha descendido un 4,8% en el periodo enero-octubre de 2013 según datos de la CNMC. Esta cifra está en línea con el descenso que indica REE para el conjunto del año en la gen-eración térmica no renovable, dentro del régimen especial, que lo sitúa en el 4,5%. Recordamos que el gas natural representa alrededor del 90% de los combustibles usados en cogeneración. Por tanto, se puede afirmar que en 2013 el uso del gas natural en cogeneración ha sufrido una caída significativa, evolución muy condicionada por aumento de la fiscalidad.

Ciclos combinados

La demanda de electricidad se retrajo un 2,4 % el pasado año. La demanda eléctrica en 2013 ha sido un 6,7% inferior a la cifra de 2008 y, por tanto, todavía no ha recuperado los niveles previos al inicio de la crisis económica.

Del balance eléctrico editado por REE para 2013, se obtiene el dato de que la generación en régimen ordinario de electricidad utilizando ciclos combinados asciende a 24.996 GWh. Representa el 16% de la generación en régimen ordinario, sin contar el régimen especial donde está incluida la cogeneración.

Los factores exógenos han sido determinantes en la evolución a la baja de la demanda de gas natural por los ciclos.

La producción hidráulica en régimen ordinario ascendió a 34 TWh.

Con un protagonismo destacado en la mayor parte del hueco térmico en la primera mitad de 2013 por parte de la generación hidroeléctrica.

La situación de mercado se ha endurecido todavía más al observar que el hueco térmico (al que optan carbón y ciclos) se ha reducido en 28,6 TWh en 2013 respecto a 2012, según datos del GTS.

En el conjunto del año el carbón (nacional e importación) aportó el 15,2% de la generación eléctrica neta, frente al 14,3% en 2012. En octubre-noviembre el precio del carbón en el mercado internacional se movía (Índice McCloskey) alrededor de 80 $/Tm. Algunos análisis del GTS señalan que por debajo de 160$/Tm existe una ventaja competitiva

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del carbón sobre gas natural a los precios que se ha movido el gas natural en Europa (unos 10 -11$/MMbtu). En junio de 2008 su precio fue de 210$/Tm.

Los niveles alcanzados en la producción eléctrica de origen eólico han sido muy destacados. Un ejemplo, el 6 de febrero de 2013 la producción instantánea de electricidad con origen eólico llegó a 17.056 MWh, alcanzando un récord histórico. A las 16 h. de ese día el 42,5% de la demanda de electricidad en España era cubierta con la produc-ción eólica.

Así, el aumento de la generación por las renovables y del carbón en la última parte del año y el descenso de la demanda eléctrica (un 2,4%), han ocasionado una menor inter-vención de los ciclos combinados, que han tenido un nivel de utilización del 13%, seis puntos menos que en 2012.

En 2013 ha seguido bajando el factor de utilización de los ciclos, quedándose en el 13 % (19% en 2012). Recorda-mos que En 2009 el factor de utilización fue del 44% y del 52% en 2008. Esto ocurre en un entorno con una potencia instalada muy estable, que se ha mantenido en el mismo valor desde 2011 (26.251 MW) y solo ligeramente superior a la de 2010.

Recordamos que España es el tercer país del mundo con más potencia instalada de renovables per cápita, excluida hidráulica, así como el cuarto en con más MW de potencia renovable en términos absolutos (Informe anual de REN 21 Renewable Energy Policy Network for the 21st Century).

Como ha señalado en ocasiones la Comisión Europea, en España hace falta poner más interés en mirar el coste de las renovables, eliminar las ayudas al carbón y buscar hueco al ciclo combinado (palabras del Director General de la Energía de la CE, Philip Lowe en la reunión anual de Sedigas de 2012).

El Sr. Nadal, Secretario de Estado de Energía, en la Jornada del Sector Gasista Español (3.12.2013) afirmó que el gas natural es el único combustible que puede dar una respuesta eficiente, rápida y flexible a la caída de las renovables en la matriz de generación.

Cogeneración

Los datos disponibles de 2013 (informe hasta el mes de octubre de la CNMC) señalan que la electricidad vertida a la red por los cogeneradores ha descendió un 4,8% re-specto al mismo período de 2012. En ese mismo período la evolución respecto al año anterior fue la inversa en 2012: aumentó un 7,4%. En el conjunto de 2013 la cifra de variación puede haber estado alrededor del -4,5%, de acuerdo con REE.

El aumento de la fiscalidad sobre el gas utilizado en la industria que cogenera es una de las principales causas de ese cambio de tendencia. Algunos analistas consideran que el cierre de plantas de cogeneración será normal en los próximos años, cuando deberían renovar equipos.

Ahorro de inversión en el sistema eléctrico, ahorro de pérdidas en el transporte de electricidad y ahorro de consumo energético por su mayor eficiencia, son algunos de los puntos fuertes de la cogeneración.

La cogeneración es un elemento clave en la competitividad industrial. Aumento de la eficiencia, reducción de costes y de emisiones, son atributos que necesitan mantenerse y potenciarse en el entorno de la estructura productiva es-pañola. Siempre dentro de un marco regulatorio estable que permita el desarrollo de nuevos proyectos en seguridad.

En efecto, la potenciación de la cogeneración sería un elemento clave para conseguir aumentos de la eficiencia energética, tanto en generación eléctrica como en la reduc-ción de la intensidad energética en el sector servicios (mercado comercial) y en la producción industrial, lo que conllevaría una cierta ventaja en el mercado de la export-ación.

Aproximadamente el 40% de la demanda industrial de gas natural se realiza por plantas que cogeneran. Producen de media alrededor del 12% de la electricidad que demanda España en un año. Las industrias cogeneradoras tienen una importante vocación exportadora, vendiendo en el exterior más del 50% de su producción.

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La potencia total instalada en las instalaciones de cogeneración asciende a unos 6.030 MW. De esta cifra, unos 5.035 MW corresponden a instalaciones que usan como combustible el gas natural. La potencia de la cogeneración con gas natural representa el 83% de toda la potencia de cogeneración existente en España. La electricidad vertida a la red por los cogeneradores que usan gas natural es alrededor del 91% de la electricidad vertida por todas las empresas que cogeneran.

Esta situación indica que la cogeneración tiene una importancia notable dentro de la generación eléctrica en Es-paña y que el gas natural es la energía que sustenta mayoritariamente el sistema.

La cogeneración favorece el descenso de emisiones de gases contaminantes, mejora la eficiencia energética, a la vez que reduce la dependencia energética.

En España, estudios realizados por iniciativa de ACOGEN en 2012 señalaban que el potencial de la cogeneración en los sectores industrial, comercial, residencial y de tratamiento de residuos para el año 2020, está cercano a los 25.000 MW de potencia instalada. En la actualidad la potencia instalada está próxima a 6.000 MW. El camino por recorrer es amplio.

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Las redes de transporte y distribución del sector del gas natural en España se ex-tendían a finales de 2013 por 81.188 km. Es un 46,8% más amplia que la existente en 2005. La evolución del resto de variables también indican la voluntad del sector por expandirse en el territorio: 690 millones de euros de inversión, 1.600 municipios con red de gas natural y 79.635 nuevos puntos de consumo.

La expansión del sector gasista español se manifiesta tanto en la evolución de las variables más significativas (inversiones, kilómetros de red, gasificación de nuevos mu-nicipios…), como en la búsqueda de nuevos segmentos de mercado con potencial de crecimiento, objetivo para el que se ha puesto una firme voluntad a lo largo de 2013.

En efecto, este objetivo de búsqueda y aprovechamiento de las capacidades potenciales en nuevos mercados, ha mov-ido amplias actividades tanto en el ámbito español como en el entorno europeo. Un ejemplo, ha sido la atención ded-icada al transporte vehicular y marítimo como vector de expansión.

En este punto hay algunos aspectos que hay que conocer. Por ejemplo que en el Mar de Norte hay 17 Ferris oper-ando con GNL como combustible y que uno de estos buques consume el equivalente a 1.300 autobuses. Las pre-visiones de incremento de la demanda de gas natural para su uso en transporte son exponenciales en casi todos los países.

Una breve mención al impulso dado al proyecto de la terminal de regasificación de Gran Canaria. La ubicación está prevista en el puerto de Arinaga, según lo manifestado por el MINETUR a mediados de año. La planta prevista en Tenerife se ubicará en el puerto de Granadilla. Una vez que estas instalaciones estén operativas, todas las CC.AA españolas dispondrán de instalaciones que permitan el acceso al gas natural.

3. Expansión del sector

3.1 Introducción

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3.2 Inversión

Cerca de 15.400 millones de euros de inversiones desde el año 2000.

Las inversiones materiales alcanzaron la cifra de 690 millones de euros en 2013. Desde el año 2000, la cifra total llega a 15.384 millones, otro indicador del esfuerzo del Sector.

En 2013 las inversiones materiales del conjunto del sector han sido inferiores a las de los últimos años, en parte debido por la finalización de la inversión en el almacenamiento de Castor.

Se debe señalar que en los últimos años, las inversiones se están adaptando a las nuevas estimaciones de la de-manda, caracterizadas por una inflexión a la baja sobre las previsiones que existían en el pasado.

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3.3 Municipios

652 nuevos municipios con gas natural desde el año 2000.

Al finalizar 2013 el gas natural estaba disponible en 1.600 municipios. En el año 2000 no llegaban a 950.En 2013 llegó el gas natural a 21 nuevos municipios.

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3.4 Red de transporte y distribución

Cerca de 2.150 nuevos kilómetros de red de transporte y distribución.

La red que conduce el gas natural en España ha aumen-tado en 2.147 km en 2013, alcanzando los 81.188 km de gasoductos de transporte y distribución, cifra que supone un aumento del 2,7%.

La red de transporte se extiende por 13.492 km y la red de distribución se prolonga a lo largo de 67.696 Km. Cabe recordar que en el año 2000 la longitud total era de 37.022 km, por tanto se ha multiplicado por 2,2 en 13 años.

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3.5 Consumidores

Los puntos de suministro al finalizar 2013 han alcanzado los 7,47 millones, con un progreso del 1,1 % respecto a 2012.

Las viviendas nuevas que se incorporan al mercado son una variable esencial de la determinación de los puntos de suministro o de los clientes. Es conocida la situación de caída de la actividad en el sector inmobiliario. Por ejemplo, entre enero y julio de 2013 se terminó la construcción de 43.730 viviendas, según datos del Mº de Fomento. Supone un descenso del 41% sobre el dato del mismo período de 2012. Desde el máximo alcanzado en 2007 el mercado ha bajado un 81%.

Antes de la crisis del mercado inmobiliario el 60% de los nuevos clientes tenían su origen en la nueva edificación. Por tanto es más destacable el progreso alcanzado en este punto por el Sector gasista. Demuestra el esfuerzo com-ercial que hace el sector gasista para expandir la accesibilidad a esta energía, tanto en nuevos municipios como en los que ya contaban con gas natural.

Los datos de Eurogas señalan que el número de consumidores existentes en el territorio de la Unión Europea es de 118 millones, de los cuales el 6,3% se localizan en España.

Los 118 millones de puntos de suministro de gas natural en la Unión Europea, la mayoría del sector doméstico-com-ercial, para una población total de unos 506 millones de personas que habitan en el territorio, establecen una rel-ación media de 4,3 habitantes por punto de suministro en la UE., con situaciones de gran penetración, como por ejemplo en el Reino Unido (con 2,8 habitantes por punto de suministro), los Países Bajos (que cuenta con 2,4 habit-antes por punto de suministro), o Italia (con 2,6 habitantes por punto de suministro). En España esta relación es de unos 6,4 habitantes por punto de suministro, lo cual señalaría un potencial muy claro de crecimiento.

Otra forma de expresarlo es a través del Índice de gasificación, esto es el número de puntos de suministro por cada 100 habitantes. Con una población de 47.059 millones de habitantes (al 1.1.2013, INE) y 7.473.451 puntos de sum-inistro, nos da una relación de 15,8 puntos de suministro por cada 100 habitantes, en España, frente a un valor de dicho Índice de 10,4 el año 2000. En la Unión Europea (de 28) el valor medio es de 23,4; en los Países Bajos de 42,4; de 38,1 en Italia, de 36 en el Reino Unido, de 28,3 en Bélgica y de 24,4 en Alemania, un conjunto de países con un sector maduro.

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Reseñamos el documento publicado por la CNE (actual CNMC) en abril de 2013, con el título Informe Marco sobre la demanda de gas natural y su cobertura. De acuerdo con el mismo la demanda total de gas natural en España crecerá a un ritmo medio anual del 4,2% en el período 2012 al 2016, alcanzándose los 425 TWh en el último año de este período.

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En 2013, España ha recibido gas natural de 11 países difer-entes, además de la pequeña producción propia, incluyendo 20 GWh de biogás. Se ha resaltado en distintas ocasiones que el sistema gasista español es uno de los más diver-sificados de Europa. Recordamos que algunos países del continente se abastecen de gas natural de un único país.

4. Seguridad de suministro

4.1 Introducción

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4.2 Aprovisionamiento

Importaciones de 11 países de origen

A lo largo de 2013 los aprovisionamientos de gas natural han alcanzado los 376 TWh (entradas físicas), con un descenso de 5% respecto al 2012.

Destacan un año más Argelia, con un 51% de los abastecimientos totales (10 puntos de subida respecto a 2012), Francia (12%), Nigeria (10%), Países del Golfo (11,6%), Trinidad y Tobago (6%) Perú (4,5%) y Noruega (3,6%), principal-mente. Estos ratios descienden si se consideran los abastecimientos netos, restando las exportaciones españolas.

Podemos resaltar algunos rasgos diferenciadores respecto a 2012, tanto en las entradas como en las exportac-iones.

- Las exportaciones por gasoducto en 2013 llegaron a 10,6 TWh, un 23% más que en 2012. Por las conexiones con Francia las exportaciones físicas pasan de 0,2 TWh en 2012 a 4,9 TWh en el último año. - Las exportaciones de GNL han crecido un 40% en 2013. En este pasado año alcanzaron los 31,8 TWh. - Las importaciones de gas por gasoducto desde Argelia han aumentado un 31% en 2013. En 2012 lo hicieron ya en un 14%. El año 2012 fue el primer ejercicio completo de operación del gasoducto Medgaz, que entró en servicio en marzo de 2011. Las importaciones de GNL en 2013 desde este país cayeron un 12%. El conjunto del gas argelino que ha entrado en el sistema español ha sido de 192 TWh, un 19,8% más que en 2012. Ha cubierto el 51,1% de las necesidades de gas natural de España. - Las importaciones de GNL cayeron un 38% el pasado ejercicio. - Las descargas de GNL procedentes de Noruega han caído un 32%. La planta de licuefacción noruega (la única en Europa) ha estado en revisión más tiempo del previsto el pasado año. - Igual que en 2012, se debe resaltar el aumento de entradas físicas de gas natural desde Francia por gasoducto. En 2012 aumentaron un 50%; en 2013 el mayor flujo ha sido del 25%, ya representado el 12% de los abastecimientos totales.

En relación con el sistema gasista ibérico, indicar que la CNE (actual CNMC) aprobó a primeros de mayo de 2013 el Information Memorandum para la asignación coordinada de capacidad de interconexión de gas entre España y Portugal en 2013.

Sigue consolidándose el comercio de gas entre países importadores de GNL. Esto es, en función de las condiciones del mercado, en bastantes países se está exportando parte del gas que se ha importado, con América del Sur y Asia como principales destinos, si bien el comercio entre países europeos tiene cierto protagonismo. Esta situación de flexibilidad acrecienta la seguridad de suministro.

En 2013 América del Sur ha sido un destino creciente de las reexportaciones europeas de GNL, entre ellas de las españolas, entre las más activas.

Varios factores han propiciado esta situación: área con un crecimiento económico sostenido, déficit de gas y preci-os solo un poco más bajo que en Asia, han sido los principales.

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4.3 Gas Natural / GNL

El 46,3% del gas llega en forma de GNL

Desde que se puso en operación (marzo 2011) el gasoduc-to Medgaz, esta relación ha estado descendiendo. De esta forma se confirma el cambio de tendencia ya producido de forma más acusada en 2012, en el que el 60% del gas que llegó al sistema español lo hizo en como GNL. En 2010 esa cuota fue del 77%. Un mayor uso del gasoducto Medgaz, el descenso de la demanda y la rexportación están detrás de esta evolución.

España cuenta con 6 conexiones internacionales por gas-oducto: 2 con Portugal, 2 con Francia y 2 con Argelia, una de ellas a través de Marruecos. También se ubican en nuestras costas seis terminales operativas de descarga y regasificación de GNL (7 en toda la Península), en las que durante 2013 han descargado 290 buques metaneros.

A partir del 1 de abril de 2013 la Conexión Internacional de Larrau alcanzó, según lo previsto, una capacidad de 165 GWh/día en ambos sentidos. Supone un hito para esta conexión con Francia, al pasar de una capacidad de export-ación de 30 a los 165 GWh por día. Es una acción más puesta en marcha para aumentar la capacidad de las con-exiones internacionales, dentro del objetivo de dar más seguridad al sistema español y al europeo en su conjunto.

La conexión gasista con Francia operará a plena capacidad en 2015, hasta llegar a 7,5 bcm/año, culminando los objetivos de la Open Season 2013 y de la Open Season 2015.

España continúa manteniendo el primer puesto entre los países europeos en número de terminales de descarga y regasificación, siendo el destino del 34,2% (datos de 2012) del GNL descargado en la Unión Europea, cuatro puntos por encima del ratio del año anterior, en el que las descargas en el Reino Unido fueron importantes.

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4.4 Almacenamiento

Subterráneo

Sistema seguro y diversificado

A finales de 2013 la capacidad de los almacenamientos subterráneos llegaba a 54.592 GWh, frente a 52.233 GWh en 2012. Recordamos que a los ya históricos almacenam-ientos subterráneos de Gaviota y Serrablo, en 2012 se uni-eron el almacenamiento de Marismas y el almacenamiento de Yela.

Tanques de GNL

La capacidad de almacenamiento de GNL en el conjunto de las seis terminales operativas del territorio español, se sitúa en 3.166.500 m3, equivalentes aproximadamente a 1,9 bcm de gas. En 2013 se ha producido un descenso de 80.000 m3 al dar de baja un tanque en la planta de Barce-lona. En Europa (incluyendo a Turquía) la capacidad (2012) es de 8.644.500 m3 de GNL, de acuerdo con las cifras de GIIGNL de su último informe The LNG Industry.

Por tanto en las terminales de descarga y licuefacción situadas en España se sitúa el 36,6% de la capacidad de almacenamiento en tanques de GNL de Europa. España dis-pone de uno de los sistemas más seguros y diversificados de Europa.

En 2013 se han descargado en las plantas de regasificación un total de 173,9 TWh de gas natural, un 26,8% menos que en 2012.

La producción global de las plantas del sistema gasista (gas que sale de las plantas hacia el sistema en forma gas-eosa) ha descendido un 34% respecto al 2012, alcanzando los 143,4 TWh (216,6 TWh en 2012 y 255,3 TWh en 2011).

Se han dado más pasos en el objetivo de fortalecer las relaciones entre los sistemas gasistas de España y Portugal. Los avances para la creación de un Hub Ibérico y los procesos ya reiterativos de asignación coordinada de capaci-dad (el último, para el período comprendido entre l 1.10.2013 y el 30.9.2014, lanzado a primeros de junio de 2013) en la conexión internacional de gas natural entre España y Portugal, son dos exponentes.

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4.5 Rexportación

España, país de recarga (exportación GNL)

La cantidad de GNL recargada en 2013 en buques, con destino a la exportación alcanzó la cifra de 31.802 GWh, el 40% más que en 2012 y que ha multiplicado por 2,8 la cifra de 8.091 GWh de 2011. Estos datos han supuesto la realización de 52 trasvases, 10 más que en 2012.

Como ya ocurriera anteriormente, esta actividad ha permitido ajustar la oferta a las necesidades de gas del sistema español y aprovechar las oportunidades que ha brindado el mercado internacional del GNL.

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4.6 Proyectos clave del ejercicio

Entre las infraestructuras que han entrado en servicio en 2013, se destacan:

- Gasoducto Zarza de Tajo-Yela - Gasoducto Planta de Bilbao-Treto - Gasoducto Huercal-Overa-Baza, (Tramo I del gasoducto Huercal-Overa-Baza-Guadix) - Gasoducto Segovia Norte - Gasoducto Caravaca-Mula-Carrasparra - Gasoducto Arévalo-Sanchidrián - Gasoducto P20.03a-Mequinenza - Gasoducto Oliva-Altea (Tramo Marina Alta 1) - Gasoducto Ramal a Belchite - Ramal a Borja - Gasoducto Oliva-Altea (Tramo Marina Alta 2) - Gasoducto Otura-Escúzar - Gasoducto El Burgo de Ebro-La Puebla de Alfindén.

El gasoducto Planta de Bilbao-Treto tiene 53 km de longitud y un diámetro de 26”. Su presión de diseño es de 80 bar. Su objetivo es cumplir una doble funcionalidad: permitir la conexión entre la zona cantábrica del oeste y el País Vasco, aportando flexibilidad al sistema gasita, e incrementar el mallado de la red. Da una capacidad de transporte del País Vasco a Cantabria de 28 GWh/día. En julio y septiembre de 2013 se obtuvieron las Actas de PEM provisional en Vizcaya y Cantabria, respectivamente. La puesta en marcha se ha producido en diciembre de 2013.

El gasoducto Zarza de Tajo-Yela entró en operación el 19 de diciembre de 2013. Tiene una longitud de 100 Km y un diámetro de 30”. Su presión de diseño es de 80 bar. Tiene una triple funcionalidad: cumplir con los objetivos de capacidad de transporte con Francia por Larrau, ampliar el mallado de la red y mejorar el transporte Sur-Norte de 60 GWh/día a 128 GWh/día, así como el Norte-Sur en 25 GWh/día.

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Tras la puesta en marcha de este gasoducto el 100% de la capacidad de la Conexión Internacional de Larrau se ofertará como capacidad firme.

Recordamos que en septiembre de 2012 fue puesto en gas el gasoducto Yela-Villar de Arnedo. La obra que se ha puesto en diciembre de 2013 en operación completa este nuevo eje de conexión Sur-Norte en el sistema gasita español, que se refuerza por el enlace con el almacenamiento de Yela.

El gasoducto Oliva-Altea se prolonga a lo largo de 55 km en la Comunidad Valenciana, con un diámetro de 10” y una presión de diseño de 59 bar. Es una obra que hará accesible el gas natural a comarcas de notable población, más numerosa en la época turística, como Denia y Jávea, entre otros.

El gasoducto Segovia-Norte tiene una longitud de 61 km, una presión de 80 bar y un diámetro de 12”. Este gasoducto posibilitará el desarrollo de redes de distribución locales en 11 localidades segovianas en una primera fase.

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4.7 Actividad legislativa

En 2013 se han cumplido 10 años desde que los consumidores españoles de gas natural pudieron elegir libremente suministrador.

Así, los consumidores de gas pudieron elegir quien a quién comprar gas natural 10 años antes de lo que preveía la Ley de Hidrocarburos de 1998.

Pese a que el sector gasista se encuentra totalmente liberalizado, en la actualidad todavía persisten las tarifas T1 y T2 (conocidas como TUR), correspondientes a los consumos más bajos del sector doméstico comercial. Los consu-midores de este grupo pueden acogerse libremente a ellas o escoger comercializador en el libre mercado.

Existen dos TUR vigentes: la TUR 1, a la que tienen derecho los consumidores abastecidos con una red de distribu-ción de 4 bar o inferior y con un consumo anual menor o igual a 5.000 kWh, y la TUR 2, destinada a los consumidores servidos con una red de similares características, y con un consumo anual comprendido entre 5.000 y 50.000 kWh.

En 2013 la TUR se modificó solamente el 1 de enero. Por tanto, en 2013 los valores de la TUR se han mantenido sin variación.

En los cálculos efectuados por el MINETUR, de acuerdo con la normativa vigente, para analizar si correspondía variar el valor de la TUR el día primero de los meses de abril, julio y octubre, se observó que las variaciones del coste de la materia prima (el gas natural) no había llegado al 2% en ninguno de los tres casos, manteniéndose, por tanto en vigor los valores contemplados en la Resolución de 28 de diciembre de 2012 de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se publica la tarifa de último recurso de gas natural, publicada en el BOE del 31 de diciembre de 2012.

En un año con valores elevados del precio de los productos petrolíferos y de subida del precio de la electricidad, es un rasgo más del esfuerzo del sector gasista por aprovisionarse en el mercado internacional de la forma más eficiente y barata posible.

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RESTO DE NORMAS

A continuación se indica por orden cronológico, la normativa más relevante publicada en 2013, relacionada directa o indirectamente con el gas natural:

Resolución por la que se modifica el protocolo de detalle PD-01 Medición, Calidad y Odorización de Gas, de las Normas de gestión técnica del sistema gasista (NGTS). (BOE 7.1.2013). Orden HAP/71/2013 que modifica otra anterior, por la que se aprueban determinados modelos, se refunden y actu-alizan diversas normas de gestión en relación con los Impuestos Especiales de Fabricación y con el Impuesto sobre las Ventas Minoristas de determinados Hidrocarburos y se modifica Orden anterior por el que se aprueba el modelo 380 de declaración-liquidación del IVA en operaciones asimiladas a las importaciones, y se concretan condiciones y procedimientos (BOE 31.1.2013). Resolución por la que se publica la capacidad asignada y disponible de los almacenamientos subterráneos de gas natural básicos para el período comprendido entre el 1 de abril de 2013 y el 31 de marzo de 2014 (BOE 31.1.2013). Real Decreto-ley 2/2012 de medidas urgentes en el sistema eléctrico y en el sistema financiero (BOE 2.2.2013). Resolución por la que se modifican la Normas de Gestión Técnica del Sistema NGTS-07 Balance y el PD-02 pro-cedimiento de reparto en puntos de conexión transporte-distribución (PCTD). (BOE 12.2.2013). Resolución 13.2.2013 por la que se fijan las cantidades de carbón, el volumen máximo de producción y los precios de distribución de la energía, para el año 2013, a aplicar en el proceso de resolución de restricciones por la garantía de suministro (BOE 18.2.2013). Orden sobre tarifas del área española del Registro de la UE en el marco de la Ley 1/2005 por la que se regula el régimen de comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero (BOE 5.3.3013). Resolución por la que se otorga a Gas Natural Transporte SDG, SL, autorización y aprobación proyecto gasoducto Ramal a la Mariña Lucense (BOE 15.3.2013). Resolución por la que se otorga a Endesa Gas Transportista, SL, autorización y aprobación proyecto gasoducto Huercal-Overa-Baza-Guadix (BOE.19.3.2013). Resolución 20.3.2013 por la que se modifica la de 13.2.2013, por la que se fijan las cantidades de carbón, el volu-men máximo de producción y los precios de retribución de la energía, para el año 2013, en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro (BOE 22.3.2013). Resolución por la que se autoriza el cambio de titularidad en las autorizaciones y concesiones otorgadas a Enagás, SA, a favor de Enagás Transporte SAU (BOE 10.4.2013). Real Decreto 235/2013 por el que se aprueba el procedimiento básico para la certificación de la eficiencia en-ergética de los edificios (BOE 13.4.2013). Real Decreto 238/2013 por el que se modifican artículos e instrucciones técnicas del Reglamento de Instalaciones Térmicas en los Edificios del R.D. 1027/2007 (BOE 13.4.2013). Resolución por las que se otorga autorización de forma directa a Enagás Transporte SAU, para la construcción de la estación de compresión de la conexión internacional de Euskadour (BOE 16.4.2013). Resolución modifica otra por la que se establece el procedimiento de subasta para la adquisición de gas natural destinado al nivel mínimo de llenado de nuevas instalaciones de almacenamiento subterráneo de gas natural (BOE 13.5.2013). Resolución por la que se modifica el Protocolo de detalle PD-04 Mecanismos de Comunicación, de las NGTS (BOE de 16.5.2013). Resolución de la CNE sobre la solicitud de certificación de Regasificadora del Noroeste, SA. (Reganosa) como gestor de la red de transporte de gas (BOE 23.5.2013). Resolución de la CNE por la que aprueba el Information Memorandum para la asignación coordinada de capacidad de interconexión de gas entre España y Portugal, disponible para el período entre octubre de 2013 y septiembre de 2014 (BOE 28.5.2013). Ley 3/2013 de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (BOE 5.6.2013). Ley 5/2013 por la que se modifican dos anteriores de prevención y control integrados de la contaminación y de residuos y suelos contaminados (BOE 12.6.2013). Orden por la que se autoriza la cesión de las concesiones de explotación de almacenamiento subterráneo de gas natural denominada Gaviota, Serrablo y Yela, a la sociedad Enagás Transporte SAU (BOE 17.6.2013). Ley 8/2013 de rehabilitación, regeneración y renovación urbanas (BOE 27.6.2013). Real Decreto-LEY 9/2013 por el que se adoptan medidas urgentes para garantizar la estabilidad financiera del sistema eléctrico (BOE 13.7.2013). Resolución por la que se modifica la de 25 de julio de 2006, por la que se regulan las condiciones de asignación y el procedimiento de aplicación de la interrumpibilidad en el sistema gasista (BOE 18.7.2013). Resolución formula declaración impacto ambiental Gasoducto de transporte primario Son Reus-Inca-Alcudia (BOE 7.8.2013.) Real Decreto 657/2013 por el que se aprueba el Estatuto Orgánico de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC). (BOE 31.8.2013). Sentencia por la que se anula la disposición adicional sexta de la Orden IET/386/2011, que establece los peajes de acceso a partir del 1.1.2012 y las tarifas y primas de las instalaciones de régimen especial (BOE 11.9.2013).

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Resolución modifica otras anteriores en las que se estructuran Servicios de Aduanas e Impuestos Especiales y se establece estructura y organización territorial de la Agencia Estatal de Administración Tributaria (BOE 11.9.2013). Real Decreto 617/2013 por el que se establece un certificado de profesionalidad de la familia profesional Energía y agua (BOE 12.9.2013). Orden por la que se actualiza el Documento Básico DB-HE Ahorro de Energía, del Código Técnico de la Edificación (BOE 12.9.2013). Resolución (no publicada en el BOE) por la que se determina la situación de los proyectos de aquellas convo-catorias de retribución específica cuyo plazo de finalización de construcción de las instalaciones se ha superado (publicado en la página Web del MINETUR, desde 9.9.2013). Orden ECC/1796/2013 por la que se determina la fecha de puesta en funcionamiento de la CNMC (BOE 5.10.2013). Resolución por la que se aprueba el plan de actuación invernal para la operación del sistema gasista (BOE 11.10.2013). Resolución de la CNMC por las que se publica el Acuerdo del Consejo por el que se asignan Consejeros a la Sala de Competencia y a la Sala de Supervisión regulatoria (BOE 12.10.2013). Real Decreto 815/2013 por el que se aprueba el Reglamento de emisiones industriales y de desarrollo de la Ley 16/2002, de prevención y control integrados de la contaminación (BOE 19.10.2013). Ley 16/2013 por el que se establecen determinadas medidas en materia de fiscalidad medioambiental y se adoptan otras medidas tributarias y financieras (BOE 30.10.2013). Ley 17/2013, para la garantía del suministro e incremento de la competencia en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares (BOE 30.10.2013). Resolución por la que se otorga a Enagás Transporte SAU, autorización, aprobación y reconocimiento de utilidad pública, para la construcción de las instalaciones relativas a la adenda 2 del gasoducto Zarza de Tajo-Yela (BOE 4.11.2013). Resolución de la Presidencia de la CNMC, por la que se crea la sede electrónica del organismo (BOE 16.11.2013). Resolución por la que se autoriza a Enagás Transporte SAU el cierre de los tanques TK-1200ª y TK-1200B y sus instalaciones asociadas de la planta de regasificación de Barcelona (BOE 27.11.2013). Ley 21/2013 de evaluación ambiental (BOE 11.12.2013). Ley 24/2013 del Sector eléctrico (BO3 27.12.2013). Orden IET/2446/2013 por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las insta-laciones gasistas y a la retribución de las actividades reguladas (BOE 30.12.2013). Resolución que publica la tarifa de último recurso de gas natural (BOE 31.12.2013). Resolución fija cantidades carbón, volumen máximo de producción y precios retribución para 2014, en proceso resolución restricciones por garantía de suministro (BOE 31.12.2013).

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España continúa ocupando en Europa la primera posición como destino de GNL, descargando en sus terminales aproximadamente el 30% del GNL que llega a la región. Esto ocurre en una Europa donde en los últimos años está descendiendo más las importaciones de GNL que las que se canalizan por gasoducto, de tal forma que en el último año y a falta de datos definitivos, alrededor del 10-12% del gas importado (14,4% en 2012) lo hizo en forma líquida.

El gas natural sigue siendo, después del petróleo, la energía primaria más consumida en la Unión Europea.

El sector doméstico-comercial es el principal destino de la oferta de gas en la UE, con una cuota que se sitúa en una horquilla entre el 35 y el 38%, dependiendo de las temperaturas invernales. Le sigue la generación eléctrica con algo más del 30% (incluyendo cogeneración) y el mercado industrial, que absorbe el 20% de la oferta de gas.

Rusia continúa siendo el principal abastecedor externo a Europa con una cuota de mercado de alrededor del 30%. El principal destino del gas ruso es Alemania con algo más de 30 bcm en los últimos años, siguiendo a ese país Tur-quía e Italia. Pero son países que cuentan con una cartera de proveedores y de conexiones bastante diversificada. Estos países (los Países Bálticos, Polonia, algunos países de la antigua Yugoslavia…) mantienen ocasiones una de-pendencia 100% del gas ruso. Están haciendo esfuerzos para aumentar la seguridad de suministro, conectándose a países vecinos o buscando alternativas vía GNL.

La producción actual de gas en Europa se sitúa ligeramente por encima del 8% de la producción mundial, con suave tendencia descendente. El principal país productor es Noruega.

Pese a la presión del carbón y de las renovables sobre la matriz energética, las previsiones de demanda de gas a medio y largo plazo son optimistas. Nuevas oportunidades en transporte, previsión de desplazamiento parcial del carbón por aumento del precio del CO2 y ajustes en el precio a nivel mundial y una mayor penetración territorial en los países que tienen potencial y que no son todavía maduros en este campo, marcan en Europa una ruta ligera-mente expansiva a medio plazo.

1. Introducción

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2. Consumo y producción

2.1 Consumo

Dentro de la UE, las posiciones de cabeza en el consumo de gas natural, están ocupa-das por Alemania, Reino Unido, Italia, Francia y Países Bajos. España ocupa la sexta posición El consumo en estos seis países representa alrededor del 10% del consumo mundial.

De cada 100 bcm que se consumen en el mundo, unos 15 bcm lo hacen en territorio europeo. Esta cuota han ido bajando en los últimos años (por ejemplo en el año 2000 era del 20,6%) principalmente por: la crisis económica, el desplazamiento parcial en el mercado de generación por las renovables y el carbón, y el aumento de consumo en otras áreas.

Aunque está ajustando su aportación por la menor presencia relativa en generación, el gas natural está aportando en los últimos años entre el 23% y el 24% de las necesidades energéticas europeas, ocupando la segunda posición entre las energías primarias después del petróleo. Es, por tanto, un pilar básico del soporte energético de la sociedad europea.

El sector doméstico-comercial es el principal destino de la oferta de gas en la UE, con una cuota que varía entre el 35 y el 38% (dependiendo de la dureza climática del invierno) de la demanda total. Le sigue la generación eléctrica (incluida cogeneración), con algo más del 30%, y el mercado industrial, que absorbe el 20% de la oferta de gas.

En el caso de España, la estructura del consumo es algo distinta: el peso del sector doméstico-comercial es menor, situándose alrededor del 15-16%. La menor penetración del gas en este mercado y la mayor benignidad climática de las temporadas de calefacción, reflejan esa diferencia.

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2.2 Producción

Noruega continúa siendo el primer productor europeo de gas con una cuota actual de alrededor del 42%.

La producción actual de gas en Europa (EU 28 más Noruega) es de unos 280 bcm, alrededor del 8% de la producción mundial. En 2013 se ha mantenido relativamente estable (-1,9 hasta noviembre), gracias al repunte destacado de la producción de los Países Bajos (+8,7% en los 11 primeros meses), según datos de la AIE.

Detrás de Noruega aparecen en el ranking los Países Bajos, con cerca de 80 bcm en los últimos años. El tercer pro-ductor es el Reino Unido con menos de 35 bcm. Este país alcanzó su cenit en 2005, con 108 bcm de producción. La misma ha estado descendiendo desde entonces, por agotamiento paulatino de sus reservas del Mar del Norte. En la actualidad su producción no llega al 13% del conjunto de Europa, ocupando la tercera posición.

La mirada hacia el potencial del gas no convencional ha sido otra de las constantes en el marco gasista europeo en 2013. En países con recursos gasistas en declive (el Reino Unido, por ejemplo) se trabaja decididamente para evaluar e iniciar la explotación de su potencial.Algunos estudios señalan que en 2030 el Reino Unido podría satisfacer un 30% de su demanda mediante el shale gas. Algunas opiniones técnicas señalan que el precio de obtención del gas no convencional en el Reino Unido podría ser el doble que en EE.UU.

Polonia y Ucrania, con gran dependencia del gas ruso, también cuentan con un fuerte apoyo gubernamental en ese objetivo y son de los pocos países en los cuales se está iniciando ya la explotación mediante fractura hidráulica. Rumanía es otro país que pudiera tener recursos destacados y cuyo gobierno está favoreciendo su evaluación más concreta para posterior explotación.

En otros casos se está siguiendo un proceso estimativo que está siendo lento. En Rusia, la abundancia de gas convencional ha influido para que Gazprom señale que la producción de gas no convencional no sea un objetivo.

En el entorno de la Comisión Europea en 2013 no ha habido una corriente única sobre si regular o no este tema y, si fuera así, cómo hacerlo.

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Europa consume unos 525/550 bcm de gas de media anual. Su producción ronda los 275 bcm, de los que unos 110 bcm salen de aguas noruegas. Su dependencia externa es alta (alrededor del 50%) y en una senda de crecimiento desde hace años.

De los aproximadamente 450 bcm que llegan a Europa, el 86% lo hace por gasoducto y el resto, 14%, en forma de GNL. En los años recientes el GNL ha perdido peso por dos razones: aumento de las reexportaciones a terceros países y poco vigor de la demanda interna europea. Rusia es el principal suministrador de Europa con una cuota de mercado del 30%.

3. Seguridad y suministro

3.1 Introducción

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3.2 Aprovisionamiento

España sigue como principal destino de GNL en Europa, con una cuota superior al 30%.

Europa importa gas en forma de GNL de unos 7 países externos, sin contar los movimientos entre países europeos. Por gasoducto, la dependencia es mayor al importar gas de cinco países. Si no consideramos Turquía, Europa im-portaría gas por gasoducto de sólo tres países externos.

El 73% del gas que llega a Europa (incluyendo Turquía) por gasoducto desde el exterior proviene de Rusia. El 18% de Argelia. En Europa (con Turquía) nueve países poseen instalaciones de descarga y regasificación. De la Unión Europea son seis.

Un componente esencial de la cadena del gas es el almacenamiento. Además de cumplir la función tradicional de asegurar el suministro en caso de interrupciones de los aprovisionamientos y en los picos destacados de la deman-da, en los mercados liberalizados y más maduros juega un rol destacado para aprovechar las ventajas del mercado spot, fortalecer los hubs y asegurar el papel de back-up o respaldo a las energías renovables.

Según datos publicados por Cedigaz en julio de 2013 en Europa la capacidad de almacenamiento ha aumentado un 16% desde 2010. La capacidad mundial de los almacenamientos subterráneos es de 377 bcm. Pasará a 557/631 bcm el año 2030, dependiendo de la hipótesis del estudio. Esas cifras representarán el 11,6%/13,1% de la demanda mundial, comparada con el 11,3% que representa en 2013.

En cuanto a interconexiones inter europeas, la Regulación aprobada por la CE el 14 de octubre por la que se modif-ican las directrices sobre la infraestructura energética transeuropea en lo que respecta a la lista de la Unión de los proyectos de interés común, debe suponer un impulso para agilizar la construcción de infraestructuras que poten-cien la capacidad de conexión gasista en Europa, acercar el objetivo de un mercado único europeo y aumentar la seguridad de suministro.

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3.3 Gas natural / Gas natural licuado (GNL)

Proyectos GNL

Citamos algunos ejemplos de los planes o proyectos en marcha en Europa de terminales de regasificación:

• En Rotterdam la CE ha dado una subvención para la construcción y desarrollo de este Puerto (junto con Gotem-burgo) como un hub para GNL, en particular para su uso como combustible para el transporte marítimo. Estará operativo antes de fin de 2015.• El Banco Europeo de Inversiones ha dado ayuda financiera para construir la terminal lituana que se construirá en el puerto de la ciudad de Klaipeda. Esta terminal aportará el 25% de las necesidades lituanas de gas.• En Italia existen varios proyectos en marcha desde hace años, si bien las restricciones de las autoridades locales han ralentizado la mayoría de los mismos. El estancamiento de la demanda tampoco ayuda en el proceso.• La terminal que se está construyendo en la costa del Báltico en Polonia sigue su ritmo, si bien entrará en oper-ación unos meses después de lo previsto, entre julio y diciembre de 2014.• Existen planes y petición de permisos para construir una planta de GNL en Estonia, en concreto en Sillamäe.

Proyectos de gasoductos

En este ámbito la actividad en Europa en 2013 ha sido dinámica. Vemos también algunos ejemplos.

La ruta para traer gas desde el Cáucaso a Europa ha continuado sobre la mesa, hasta que a primeros de julio el consorcio que desarrollará las reservas de gas del campo Shah Deniz II, en Azerbaiyán anunciara que había sido escogido el Gasoducto Transadriático (TAP) para llevar el gas natural a Europa. La decisión final de inversión se tomó a mediados de diciembre de 2013. Como se recordará, el Corredor del Sur comprendía varias opciones posi-bles como el Trans Adriatic Pipeline (TAP), el Interconector Turquía-Grecia-Italia (ITGI) y el Nabucco, abriéndose en 2012 a una cuarta posibilidad, el South East Europe Pipeline (SEEP), que traería 10 bcm/año de gas natural desde la frontera turca hasta Austria.

El TAP se espera que transporte 16 bcm de gas, de los que dejaría seis bcm en Turquía y diez serían conducidos por el Trans-Anatolian Gas Pipelie (TAP) hasta el centro de Europa, vía Grecia e Italia. El proyecto podría estar acabado en seis años.

En Polonia y Grecia se van a desarrollar las redes actuales de infraestructuras del gas natural. En ambos casos contarán con ayudas de los respectivos Gobiernos y de la CE. En el caso de Polonia se mejorará la integración con Alemania, R. Checa y Eslovaquia.

Rusia ha mostrado interés en financiar la construcción del gasoducto South Stream en la parte que transcurre por Bulgaria. Son 540 Km los que transcurrirán por territorio búlgaro. Según fuentes rusas, el primer gas podría llegar a Bulgaria en 2015. La capacidad de diseño es de 63 bcm por año. Serbia comenzará en 2014 a construir su tramo de gasoducto. El gasoducto South Stream recibió la autorización definitiva para su construcción en enero de 2013.

Noruega tiene el sistema de transporte marítimo integrado de gas natural más amplio del mundo. Tiene planes para extender la red al norte del Círculo Ártico. Pondría en operación nuevos recursos de gas. El previsto gasoducto Polarled tendrá 480 Km. de extensión y uniría el yacimiento de Aasta Hansteen con Nyhamna, en la costa noreste de este país escandinavo.

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Los objetivos están marcados en el caso del gas natural: conseguir un verdadero Mer-cado Único europeo en 2014, aumentar la seguridad de suministro y mejorar la eficien-cia energética. El Parlamento Europeo y la Comisión han realizado avances destacados en 2013 en estos campos.

Habría que añadir otros objetivos en el conjunto del área de la energía, como son descarbonizar lo más rápidamente posible (buscando el consenso en el ritmo) los componentes de la matriz energética, la integración y coordinación de las políticas de apoyo y desarrollo de las energías renovables en generación con la existencia de una potencia de generación basada en los ciclos a gas, el desarrollo de una política para el 2030, todavía sin cerrar, o la implement-ación o no, de una política común a seguir ante el shale gas o gas de esquisto en el ámbito europeo.

No obstante, los problemas de las economías y la dificultad creciente de armonizar los intereses de los Estados miembros de la UE, han generado un ritmo de actuación no suficientemente rápido en algunos casos.

Señalamos los documentos, acuerdos y actuaciones más destacados de la actividad de la Comisión Europea en el campo de la energía y específicamente cuando se dé el caso, en el del gas natural:

• La hoja de ruta de la energía para el 2050 (Energy Roadmap 2050) ha continuado siendo objeto de interés en 2013, quizás a un ritmo relativamente bajo. El objetivo principal de esta iniciativa es establecer los mecanismos y las acciones a tomar para reducir entre un 80% y un 95% las emisiones de gases de efecto invernadero en 2050. A primeros de julio de 2012, el Parlamento Europeo editó un borrador del report del 2050 Roadmap, recibiéndose en-miendas hasta mediados de septiembre. Fue aprobado en ITRE en enero de 2013 y el 12 de marzo por el Parlamento Europeo. • A finales de año seguía abierto el debate sobre Política Energética y Cambio Climático en el 2030. A mediados de marzo 2013 se conocía un borrador del Green Paper, cuya publicación se realizó el 27.3.2013. Se lanzó una Consulta Pública hasta el 2.7.2013

El 2 de mayo 2013, CE publicó una Comunicación que establecía una estrategia para que la UE cuente con una tecnología e innovación de nivel mundial, para hacer frente a los retos de 2020 y más allá.

A principios de septiembre de 2013 se hicieron públicas las respuestas emitidas a la Consulta pública (mantenida por la CE durante el mes de julio) en relación con la política de energía y cambio climático a 2030. Existen discrep-ancias entre países sobre cómo lograr la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero.

Es bastante dominante en la CE que la clave es el apoyo de las renovables; algunos países y organizaciones (por ejemplo Eurogas) consideran que puede haber caminos mixtos, en los cuales otras energías como el gas natural y la nuclear son igualmente útiles y necesarias en el contexto de un mix energético más solvente en cuanto a seguridad.

Fue hecho público con fecha 9 de octubre de 2013 un borrador de informe del Parlamento Europeo sobre posible marco en materia de energía y cambio climático en 2030, que será tramitado de forma conjunta por la comisiones ENVI e ITRE. El Comité de Medio ambiente del Parlamento Europeo editó (6.11.2013) un Working Document on a 2030 framework for climate and energy policies.

• Como ya se indicó en el Informe 2012, con fecha 21 septiembre de 2012, fue aprobada la Directiva de Eficiencia Energética por el Parlamento Europeo. El 14 de noviembre de 2012 fue publicada en el DOUE. A Finales de enero de 2013, se edita por la CE la Plantilla del Plan de Acción de Eficiencia Energética.

Los Estados miembros necesitarán cotejar la realidad con sus previsiones en la primavera de 2014. En abril de 2013 necesitaban notificar sus objetivos indicativos y enviar un informe de implementación y avances en eficiencia, para finales de 2013.

Desde abril 2013, editadas distintas nuevas Guías de desarrollo de la Directiva, por parte CE. En mayo 2013 España presentó el Informe ante CE, conforme a lo requerido por la Directiva.

Señalar que a mediados de julio 2013 la AIE presentó un borrador de Manual de indicadores de eficiencia energéti-ca. El 6.11.2013 la CE publicó su Comunicación 2013/762 Implementing the energy efficiency directive.

4. Actividad de la Comisión Europea

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• Recordamos que a mediados de junio de 2012 la CE presentó la Comunicación Renewable energy: A major play in the European Energy Market. Más adelante, el 17 de octubre de 2012, la CE publicó una Propuesta de Directiva por la que se modifica la Directiva 2009/28 de promoción del uso de renovables en automoción. El 27 de marzo de 2013 la Comisión Europea publicó su primer informe sobre el estado de desarrollo de las energías renovables, en el marco de la directiva de 2009 de energías renovables.

El 12 septiembre de 2013 se produjo la votación en Plenario del Parlamento Europeo de la propuesta de modi-ficación de las Directivas 98/70 (FQD) y 2009/28 (renovables). El Parlamento Europeo aprueba rebajar al 6% a los biocombustibles de primera generación, que compiten con alimentos.

El 28 de octubre de 2013 se produce una Propuesta de la presidencia lituana del Consejo, de modificación de la Directiva 2009/28/EC de promoción de las energías renovables. • Estrategia de energía limpia para el transporte: La CE ha adoptado y publicado el 24.1.2013 la Clean Power Trans-port Estrategy, que incluye un paquete de medidas (entre ellas una propuesta de Directiva) para el desarrollo de infraestructuras para carburantes alternativos, en la UE, así como un plan de acción de aprovechamiento del GNL en buques.

• Principio del formulario:

La Comisión propone que las estaciones de repostaje de gas natural licuado se instalarán en todos los 139 puer-tos marítimos y de navegación interior en la Red Central Transeuropea en 2020 y 2025, respectivamente. Esto cubre todos los principales puertos de la UE.El gas natural licuado también se utiliza para los camiones, pero sólo hay 38 estaciones de servicio en la UE. La Comisión propone que en 2020, las estaciones de servicio estén instaladas cada 400 km a lo largo de las carreteras de la Red Central Transeuropea. El gas natural comprimido se utiliza principalmente para los coches. Un millón de vehículos que actualmente utilizan este combustible representa 0,5 % de la flota. El sector pretende multiplicar esta cifra por 10 para 2020. La propuesta de la Comisión es asegurar de que los puntos de recarga de acceso público, con las normas comunes, estén disponibles en toda Europa con una distancia máxima de 150 km en 2020.

El 10 de septiembre de 2013 el Parlamento Europeo aprobó una Resolución sobre el fomento de una estrategia europea de tecnología de transporte para la futura movilidad sostenible en Europa (2012/2298/(INI)), con medidas generales, específicas y prioridades. Pide a la CE que tenga en cuenta las prioridades expuestas al preparar el plan estratégico europeo de tecnología del transporte. En octubre se presentaron enmiendas a la propuesta de Directiva de combustibles alternativos para el transporte.

La Comisión de Transporte del Parlamento Europeo aprobó el 26.11.2013 el Informe sobre la Propuesta de Direc-tiva de suministro de carburantes y combustibles alternativos.

• A primeros de abril 2013, se conocía el primer borrador del ITRE sobre el informe del Mercado Interior, así como un pre-borrador del IMCO. El Council of European Energy Regulators (CEER) publicó con fecha 15 de mayo de 2013 un informe de posicionamiento de posición ante la Comunicación (COM/2012/0663) de la CE sobre el mercado in-terior de la energía. El Parlamento Europeo aprobó el 10 de septiembre de 2013 una Resolución titulado Velar por la buena marcha del mercado interior de la energía. Desafíos actuales, temas pendientes, medidas urgentes a tomar, protección a los consumidores, retos en energía y clima, son alguno de los temas que trata.

• En relación con la fiscalidad de la energía, se mantiene una propuesta de Directiva de Modificación de la Directi-va 2003/96/EC, orientándola también al objetivo de reducir las emisiones de CO2 (20 €/Tm). Una parte fiscalizaría en proporción a las emisiones y otra en función a la cantidad de energía consumida. La propuesta se encuentra bloqueada por la oposición y falta de acuerdo de algunos Estados sobre el texto de la propuesta, que ha sido modi-ficado en varias ocasiones. El 23 de enero de 2013 se discutió en el Working Party on Tax Questions y el 22 de junio debatido en el ECOFIN.

• Respecto a los Códigos de Red, una herramienta clave para avanzar en el desarrollo de un Mercado Único, re-cordamos que se abrieron en 2012 varias consultas públicas y se establecieron por la CE (mediante una Decisión publicada el 20 de julio) las prioridades anuales para el desarrollo de códigos de red (electricidad y gas) y las direc-trices para el 2013, asignación de capacidad, reglas de balance, interoperabilidad y normas de intercambio de datos, entre otras. La CE presentó a principio de 2013 una propuesta de Reglamento por el que se establece un código de red sobre los mecanismos de asignación de capacidad en las redes de transporte de gas, Capacity Allocation Man-agment (CAM), para primera reunión de comitología, que tuvo lugar el 24 de enero de 2013. El proceso culminó en octubre, ya que el DOUE del 10 de ese mes publicó el Reglamento (UE) 984/2013 de la CE, por el que se establece un código de red sobre los mecanismos de asignación de capacidad en las redes de transporte de gas y se completa el Reglamento (CE) 715/2009.

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• Ha recibido un nuevo impulso la herramienta del etiquetado energético. Recordamos que la Directiva de etiqueta-do energético es de 2010. Fue publicado en el DOUE de 6 de septiembre de 2013 el Reglamento (UE) 812/2013 de la CE, por el que se aplica la Directiva 2010/30/UE, en lo que respecta al etiquetado energético de los calentadores de agua caliente y los depósitos de agua caliente y los equipos combinados de calentador de agua y dispositivo solar.

Igualmente el Reglamento 811/2013 relativo al etiquetado energético de los aparatos de calefacción, calefactores combinados, equipos combinados de aparato de calefacción, control de temperatura y dispositivo solar y equipos combinados de calefactor combinado, control de temperatura y dispositivos solar.

• La Directiva 2009/125/CE establece los requisitos de diseño ecológico (Ecodesign) para los aparatos consumi-dores de energía en los sectores residencial, comercial e industrial. En 2013 se han realizado varios desarrollos de Reglamentos relacionados con el sector gasista. Así, fue publicado en el DOUE de 6 de septiembre el Reglamento (UE) 814/2013 de la CE, por el que se aplica la Directiva 2009/125/CE en lo relativo a los requisitos de diseño ecológi-co para calentadores de agua y depósitos de agua caliente. En el mismo DOUE se publicó el Reglamento que esta-blece los requisitos de diseño ecológico aplicables a los aparatos de calefacción y a los calefactores combinados.

• En relación con el objetivo de definir y desarrollar las infraestructuras energéticas prioritarias para 2020 y siguientes años, el Consejo Europeo aprobó el Reglamento de Infraestructuras Energéticas el 21 de marzo de 2013.

El 25 de abril de 2013 fue publicado en el DOUE el Reglamento (UE) 347/2013, relativo a las orientaciones sobre infraestructuras energéticas Transeuropeas.

El 24 de julio la CE presentó el Documento guía de orientación sobre la racionalización de la evaluación ambiental, procedimiento requerido por la nueva regulación (Nº 347/2013 del Parlamento europeo y del Consejo), para infrae-structuras energéticas trans-europeas. El 14 de octubre de 2013 la CE seleccionó 248 proyectos de interés común, que recibirán apoyo y financiación comunitaria. La lista será revisada cada dos años. Proyectos de gas natural y para España han sido seleccionados dos: Proyecto MIDCAT y una tercera conexión España-Portugal, este último por iniciativa de Portugal. • Derecho de los consumidores: Los días 16 y 17 de diciembre de 2013 se celebró reunión del Foro Energético de los Ciudadanos, que tiene su sede en Londres.

Con más frecuencia ha habido reuniones del Vulnerable Consumer Working Group.

Salieron pautas de actuación que deben ser útiles a la CE y a los Estados Miembros para la plasmación concreta en la nueva normativa.

El DOUE publicó en español el 13 de septiembre una Resolución del Parlamento Europeo, de 22 mayo 2012, sobre una estrategia de refuerzo de los derechos de los consumidores vulnerables. Señalar que el Informal Meeting de los Ministros de Energía de la UE, celebrado los días 19-20 de setiembre 2013, estuvo enfocado también a temas relacionados con los consumidores de energía.

• Una breve mención a los intentos en Europa de aumentar el precio del CO2. La penetración del carbón en la generación eléctrica (basado en buena parte en el exceso en el mercado por una menor utilización en EE.UU. con ese fin por desplazamiento del shale gas), ha producido algunas reacciones para penalizar el consumo de carbón. Alguna de las iniciativas trataban de lograr un precio más elevado del CO2 en el mercado. Por ejemplo la llevada a cabo por el Parlamento Europeo. El Pleno de la misma logró a principios de julio apoyar el retraso de la subasta de 900 millones de derechos de emisión, que estaba previsto que salieran al mercado entre 2013 y 2015, con el fin de limitar el exceso de oferta. Rectificó así su votación del 14 de abril de 2013.

Posteriormente, ya a finales de año, el Parlamento Europeo volvió a retomar el backloading o plan para retrasar la subasta de 900 millones de derechos de emisión, con el objetivo de incrementar los precios. El Parlamento Europeo lo aprobó el 10 de diciembre. En las semanas siguientes los precios no subieron de forma notable, con dudas sobre la cantidad real cuya subasta se iba a retrasar.

• En 2013 se han celebrado dos reuniones del Foro de Madrid: los días 17-18 de abril y el 15 y el 16 de octubre. Han seguido analizándose el nivel de avance y las dificultades en la transposición e implementación del tercer paquete, REMIT, el Código de Red, el Gas Target Model, las Iniciativas Regionales, la congestión, la interoperabilidad, el alma-cenamiento, el paquete de infraestructuras, etcétera. Pero también se han puesto sobre la mesa (en particular en la reunión de octubre) temas tan diferentes como la contribución del gas a un sector energético bajo en carbono y los pros y los contras de los contratos a largo y corto plazo, entre otros.

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1. Introducción

Las pautas establecidas en 2012 sobre el mer-cado mundial del gas natural se han visto forta-lecidas este año.

El desplazamiento parcial del carbón por el gas natural en el mercado energético de EE.UU., el aumento de la par-ticipación del mercado asiático en el marco mundial y la presión y parcial sustitución del gas natural por carbón en la generación eléctrica en la Unión Europea, son algunos rasgos. Este entorno convive con un aumento de la pene-tración de las renovables en la generación eléctrica, prác-ticamente en todo el mundo, si bien el ritmo de las inver-siones se ha ralentizado en algunas áreas, particularmente en Europa.

La producción total de gas natural en EE.UU. sigue aumentando (1ª posición mundial) con una cuota creciente del no convencional, acelerando la tendencia descendente de las importaciones (en especial de GNL) y aumentando el ritmo de sus exportaciones de carbón, que han crecido más de un 50% desde 2010.

Asia acrecienta su posición de destino preferente del mercado mundial. El consumo de gas natural entre Japón y China ha crecido más del 50% en los últimos cuatro años y sus importaciones más del 60%; en el caso de China ocupando así el tercer lugar en el mundo como destino de GNL. Los flujos de GNL con destino al mercado asiático (y también hacia América del Sur) han servido para aliviar la presión del exceso de oferta en otras áreas, especial-mente en Europa y EE.UU.

Según el informe Global Carbon Proyect, del Centro Tyndall para la Investigación del Cambio Climático en la Univer-sidad de East Anglia, las emisiones en 2013 se estiman que han crecido un 2,1% en todo el mundo, llegando así a estar un 61% por encima de los niveles de 1990, año de referencia del Protocolo de Kioto. El 43% de las emisiones proviene del carbón. Otro dato en sentido contrario: las emisiones de CO2 en Estados Unidos han descendido a los niveles más bajos desde 1994, según la agencia EIA del Gobierno de dicho país. La razón principal: el mayor consu-mo de gas natural y el menor consumo de carbón.

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2. Reservas

La cifra de reservas mundiales probadas de gas natural en la actualidad es un 16,4% más alta que la se manejaba en 2005 habiendo crecido el consumo más del 20% en ese período.

La Agencia del Gobierno de EE.UU. Energy Information Administration (EIA) publicó a mediados de año una actual-ización del estudio de evaluación de las reservas de gas de esquisto o shale gas realizado hace dos años. Abarca a 41 países (32 en el Informe de 2011). Con la cifra de reservas mundiales totales técnicamente recuperables que aporta el estudio reciente de la Agencia EIA, sería suficiente para hacer frente al consumo mundial actual de unos 200 años.

En cuanto al gas de esquisto o shale gas, se han dado situaciones en algunos países los que el objetivo de búsque-da y evaluación no ha podido llevarse a cabo por ausencia de normas regulatorias que garanticen suficientemente las actividades en esos campos.Nos referimos a las áreas geográficas fuera de América del Norte, donde los avances en exploración y en explotac-ión siguen siendo espectaculares. Incluso ya en otros países se están produciendo cotas significativas de produc-ción de gas no convencional. China es uno de los varios ejemplos que se podrían poner: se prevé que 2014 la pro-ducción de shale gas en este país alcance 6,5 bcm. El Reino Unido es otro ejemplo de gran actividad en exploración. El Gobierno de este país ha identificado las áreas que puedes ser objeto de exploración y eventual explotación, que abarca más del 60% del territorio. Japón sigue actuando en pos del objetivo de explotar los hidratos de metano de sus áreas marinas.

La mayoría de los especialistas señalan que el caso de EE.UU. no se repetirá en esa magnitud en Europa. Por tres motivos: menores reservas probables, mayor densidad de población y distinta situación jurídica de los propietarios del suelo.

España ha regulado este proceso mediante la Ley de evaluación ambiental. Los promotores de los proyectos para la exploración, investigación o explotación de hidrocarburos que requieran de la técnica de fracturación hidráulica o fracking tendrán que presentar un estudio de impacto ambiental. El órgano competente emitirá una declaración de impacto ambiental en un plazo de cuatro meses, prorrogable en otros dos.

Además del estudio de EIA, en 2013 se han hecho algunas evaluaciones específicas en países o áreas concretas. Por ejemplo en el Reino Unido o en Australia algunas estimaciones han sido esperanzadoras (Informes de iGas PCL y de Australian Council of Learning Academies, ACOLA) si bien falta realizar inversiones que permitan concretar las expectativas.

En España la firma (ARI) encargada de hacer una primera evaluación de las reservas de gas no convencional, por encargo de la Asociación Nacional de Exploradores y Productores de Hidrocarburos (mediante un análisis de toda la información exploratoria disponible), ha cifrado en 1.977 bcm el potencial de recursos prospectivos conforme a una probabilidad del 50%, identificando siete cuencas, además de la vasco-cantábrica, única atribuida con potencial por el informe de EIA, que señaló unas reservas técnicamente recuperables de 226 bcm.

Otro campo prometedor en reservas, a más largo plazo, es de los hidratos de metano. Están formados por una mez-cla de gas y agua que es estable a baja temperatura y alta presión. Son conocidos desde hace tiempo. Ha habido campañas exitosas en Canadá hace algunos años. Abundan en las zonas árticas pero también en otras áreas, por ejemplo en España, en el Golfo de Cádiz. En 2013 por primera vez se ha realizado un test que se hace offshore, es decir en un pozo marino. Las aguas de Japón han sido el foco de actuación. También se ha trabajado en el Golfo de Méjico, donde las cifras más optimistas señalan unas reservas de 190 billones bcm.

Los datos publicados a finales de 2013 por Oil and Gas Journal sobre las reservas probadas de gas natural (cono-cidas y que son técnicamente viables su puesta en mercado y competitivos a los precios actuales), arrojan un au-mento de las reservas mundiales del 2% en 2013. La cifra de reservas probadas de gas natural en la actualidad es un 16,4% más alta que la se manejaba en 2005. Es así, pese a que el consumo ha crecido más del 20% en ese período.

Las mayores concentraciones de gas se localizan en Oriente Medio (39,4%), seguido del conjunto de países de la Comunidad de Estados Independientes (CEI), donde sigue sobresaliendo Rusia, que acoge cerca de la cuarta parte de los recursos mundiales de gas natural. Entre estas dos zonas se concentra algo más del 70% de los recursos mundiales de gas natural.

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En cuanto a Europa, las reservas continúan con una tendencia a la baja, representando poco más del 2% de las res-ervas mundiales, cuando su cuota era del 5,3% el año 2000. Esta capacidad permitiría hacer frente al consumo del continente solamente durante unos siete años.

Como es conocido, el país del mundo que más ha visto aumentar sus reservas probadas de gas natural en los últimos años (alrededor de un 78% desde el año 2005) es Estados Unidos, hecho relacionado directamente con los recursos no convencionales ya cuantificados y en bastantes ocasiones en explotación. Hay otros países con importante actividad en la actualidad de exploración en gas convencional y no convencional en la actualidad y con resultados notables. Como ejemplos en China las reservas probadas han crecido un 74% desde 2005, un 54% en la India, un 38% en Australia y en Brasil. Turkmenistán ha sido espectacular al multiplicarse por 3,7 veces las reservas probadas en 2005. Este país, junto con otros de las riveras del Mar Caspio, es una de las piezas claves en el desar-rollo del Southern Gas Corridor.

El aumento de las reservas de gas en EE.UU. se ha producido pese a que la producción se elevó más de un tercio desde 2005. Además del desplazamiento del carbón este aumento ha generado menores importaciones por GNL en general y por gasoducto desde Canadá. Este país tenía en el territorio de EE.UU. su área de venta natural (Canadá es el quinto productor de gas natural del mundo). La retracción de las exportaciones ha generado un replanteamiento parcial de la estrategia canadiense, que pasa a medio plazo por la construcción de plantas de licuefacción, igual que en E.UU.

En 2010 las exportaciones de gas natural de EE.UU. cubrían el 30% de las importaciones; en la actualidad esa rel-ación es superior al 50%. Las previsiones señalan que en la próxima década, dependiendo del ritmo de construcción de las terminales de licuefacción, del comercio por gasoducto con Canadá y del nivel de exportación a Méjico, el saldo neto será exportador.

Como en los últimos años hay que mencionar la actividad de exploración y explotación en aguas profundas, que sigue contando con éxitos destacados. A la conocida exitosa actividad en Brasil, como ejemplo, hay que unir las experiencias de éxito en muchas ocasiones en las costas africanas, que se está convirtiendo paso a paso en un foco de atracción y de explotación significativo en el entorno mundial.

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3. Consumo de gas natural

El consumo de gas natural en los países de la OCDE ha crecido un 0,7% en 2013, según las primeras estimaciones de la AIE. En el mundo la demanda puede haber aumento por encima del 1%.

Desde el parón nuclear japonés motivado por los efectos del tsunami de marzo de 2011, el sector del gas natural en el ámbito mundial ha mostrado, capacidad y flexibilidad suficientes para cubrir las necesidades en generación eléctrica, producidas por el hueco dejado por el parón de las centrales nucleares japonesas.

Señalar que el proceso que requiere el cumplimiento y la gestión de los nuevos requisitos implantados por la Autor-idad Regulatoria Nuclear de Japón requerirá, según algunos expertos, que la mayoría de los 50 reactores japoneses no puedan abrir antes de mediados de 2014.

Las áreas que siguen mostrado un mayor dinamismo son EE.UU. (+2%), así como el mercado asiático, que ha con-tinuado pujante (+2,4%), pese al descenso de la demanda en Japón: -3,5% en los seis primeros meses de 2013;-1,9% en el conjunto de 2013. En Corea ha aumentado la demanda de gas el 5,3%.

La demanda europea ha mostrado signos dispares. En la primera mitad del año se ha apreciado una incidencia positiva en el consumo debido a las bajas temperaturas relativas de marzo y mayo, que han fortalecido el consumo en el mercado residencial y en el conjunto, pese a la atonía de los otros sectores, muy influenciada la misma por la poca fortaleza de la economía y por la penetración del carbón en la generación eléctrica, dos rasgos que ya se daban en 2012.En efecto, la demanda de gas para generación eléctrica en plantas (la mayoría ciclos combinados) ha sentido la presión negativa del bajo precio del carbono, del abundante y barato carbón y de la poca vigorosa demanda de electricidad.

En la primera parte de 2013 la demanda total europea aumentó un 2,9%, según la AIE, en gran parte debido a las bajas temperaturas relativas en la primavera. En la segunda parte del año las condiciones climáticas fueron más suaves que en 2012, quedando la demanda acumulada hasta noviembre en un ligero avance, del 0,2%, para finalizar la media anual en una caída del 0,4% en los países de la OCDE y del 1,4% en el territorio de la Unión Europea, siendo en este caso la fuente Eurogas.

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Japón ha registrado un freno a su progreso en el consumo de gas natural, tendencia mantenida por encima de dos dígitos desde el desastre del tsunami. Una de las razones ha sido el uso de energías alternativas en generación eléctrica, debido a los elevados precios de importación del gas.

Igual que ya pasó en 2012 respecto a 2011, hay que subrayar que las emisiones de CO2 en EE.UU. han disminuido en 2013. La causa principal es el descenso en el consumo de carbón en las plantas de generación y su desplazamiento por gas natural.

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El país que realiza un mayor consumo de gas natural en el mundo es EE.UU., con una cuota de alrededor de un 22% y en una trayectoria creciente en los últimos años, en valores absolutos (619 bcm en 2006; 656 bcm en 2008, 724 bcm en 2012 y alrededor de 750 bcm en 2013), como en cuota mundial: 21,3% en 2006, 21,4% en 2008, 21,6% en 2012. Recursos y producción crecientes (shale gas), precios bajos y desplazamiento de otros combustibles son las causas de esta evolución.

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Le siguen Rusia, China, Irán y Japón, por este orden. El consumo de China puede haber pasado de 160 bcm en 2013 (147,7 en 2012), aproximadamente un 80% más que el consumo alemán, el primero de la UE. El gas natural es la prin-cipal herramienta que va a emplear China para cortar la polución en las grandes ciudades, mediante la potenciación de su uso en calefacción y en el transporte. La planificación prevé que en 2015 un total de 250 millones de personas contarán con gas natural en sus viviendas. En 2010 eran 180 millones.La demanda en la India está creciendo a tasas más modestas que en China, pero su consumo ya supera los 60 bcm, y las previsiones para los próximos años son muy expansivas. Es una trayectoria que se sigue en otros países del sudeste asiático. La demanda conjunta de China, Japón, India, Corea del Sur y Tailandia, llegó a 426 bcm en 2012 y ha rondado los 450 bcm en 2013. En el año 2000 el consumo conjunto de gas de estos países fue de 162 bcm.Esta zona es el destino de una buena parte del flujo gasita de GNL en el mundo y foco de atención de grandes expor-tadores de gas, como Rusia, que lleva años tratando de establecer conexiones por gasoductos con alguno de estos países, tras la firma del correspondiente contrato.

En el último año se ha puesto en servicio 13 almacenamientos subterráneos en el mundo, según el estudio anual que realiza Cedigaz. La cifra de existentes es de 688 y están en proyecto o construcción otros 256. La capacidad de los mismos es de más 380 bcm, estimando Cedigaz que llegará a una horquilla de 557-631 el año 2030.

Un mayor uso del gas natural en el transporte está siendo objeto de atención y objetivo de algunas políticas en diversas áreas del mundo. Una de las cuestiones clave en la actualidad es romper la dependencia en el binomio infraestructuras-inversiones.

El uso del gas natural en automoción es una de las principales herramientas que está empleando China para cortar el serio problema de la contaminación en sus ciudades. En la zona de Hong Kong se iniciará el bunkering en 2014, siguiendo la recomendación del Gobierno de apostar por las energías limpias en buques y vehículos.La AIE cree que el uso del gas natural en vehículos casi doblará su cuota de mercado en los próximos cinco años, que actualmente es del 1,4%, que corresponden a unos 18 millones de vehículos.

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4. Producción

Una primera estimación indicaría que la producción de gas natural en el mundo aumentó por encima del 1%

La producción de EE.UU. ha aumentado el 0,9% en 2013, según la AIE (un 2,3% en los 11 primeros meses de 2013, pero un diciembre con temperaturas relativamente suaves) (AIE), manteniendo este país la primera posición mun-dial por tercer año consecutivo desplazando a Rusia, cuyo mercado exterior más destacado (Europa), alcanzó en 2008 una cifra de consumo de 571 bcm, cifra no superada desde entonces. EE.UU. y Canadá ponen en el mercado el 25% de la producción mundial de gas natural. Resaltar que las importaciones de gas por los EE.UU. han caído algo más del 8% en 2013, siguiendo la tendencia generada por el aumento de la producción, particularmente del gas de esquisto o shale gas.

El 65% de la producción mundial se concentra en América del Norte, el área de la CEI (la antigua URSS) y Oriente Medio. Entre los países productores destacan EE.UU, Rusia, Irán, Catar, Canadá, Noruega y China, por ese orden.

Llaman la atención los casos de Catar y China. Su producción conjunta era de 50 bcm el año 2000. En 2013 habrá estado en el entorno de los 270 bcm. China, con una producción que supera los 110 bcm, la dedica en su totalidad al mercado interior mientras Catar es uno de los mayores protagonistas del mercado exportador mundial de GNL.

La focalización en Europa hace ver que la máxima producción la alcanzó en 2004, con 327 bcm. En la actualidad ron-da los 275 bcm. A pesar de esa tendencia descendente diáfana, dos países, Noruega y los Países Bajos, mantienen una producción conjunta en los últimos años de alrededor de los 190 bcm. Noruega es el sexto productor mundial y un gran abastecedor de los países de la UE, junto con Rusia (1º) y Argelia.

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Cabe destacar algunos rasgos de interés en el campo de la producción que se han dado en 2013. Sirvan de ejemplos:

• El proyecto Yamal LNG, en la Península del mismo nombre (norte de Siberia) está siendo desarrollado e incluso firmándose contratos sobre el GNL que se pondrá en el mercado. El primer tren funcionará en 2017, seguido por el segundo (2018) y el tercer tren, el año 2019. La capacidad anual será de 16,5 Millones de Tm por año. El gas será bombeado del campo South Tambeykoye, que entre probadas y probables reservas exceden de 900 bcm. • La cancelación por tiempo indefinido que ha tomado Gazprom (julio 2013) en los planes de explotación del ya-cimiento Shtokman (en el Mar de Barents, muy al norte), por causas de los elevados costes y por la desaparición a corto-medio plazo del mercado de EEUU. como destinatario del GNL. Un decisión similar por el consorcio Gaz-prom-Novatek, se ha producido respecto al desarrollo de campos gasistas que alimentarían una planta de licuefac-ción en la región Yamal-Nenets, en el oeste de Siberia. • El inicio previsto de la producción de GNL en Mozambique en 2018 (cuatro trenes de 5 millones de Tm/año cada uno).• La declaración de “fuerza mayor” en la planta nigeriana de Bonny por problemas administrativos que ha limitado en ocasiones la exportación de GNL.• La construcción en China del primer gasoducto de importancia (100 km.) fuera de América del Norte para poner en el mercado shale gas.• Egipto puede convertirse a corto plazo en un importador de gas natural por el aumento de la demanda interior y la insuficiencia productiva.• Los intentos reiterados de las autoridades de Irán para jugar un papel más activo en la exportación mundial. La eliminación de las restricciones políticas en vigor, podría potenciar el rol de este país notablemente. Recordamos que alberga el 175 de las reservas mundiales de gas natural, unos 34.000 bcm.

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5. Comercio Internacional

5.1 Pautas generales

Después de la ligera caída del comercio internacional registrada en 2012, cuyo origen principal estuvo en la bajada de la demanda en Europa y en el descenso de las importaciones en EE.UU., los primeros datos de 2013 indican una recuperación de la tendencia histórica de crecimiento. En el conjunto de los países de la OCDE las importaciones aumentaron el 1,5% (AIE).

El comercio internacional supera los 1.000 bcm desde el año 2011 (casi una tercera parte de la producción mundial). El avance ha sido potente a lo largo de la historia de esta energía: en 1980 representaba el 13,2% de la producción y en 2005 el 25,8%.

En los últimos años, aunque ha continuado aumentando su volumen en valores absolutos, se ha ralentizado su porcentaje respecto a la producción total. Las causas son varias, pero podemos identificar tres: el aumento del consumo en algunos países productores de nivel medio, la crisis económica y la caída de las importaciones de Estados Unidos.

Entre los hechos más destacados en 2013 en este ámbito del comercio y conexiones internacionales, destacare-mos:

• La elección del Gasoducto Transadriático (TAP) como la ruta para llevar el gas desde el entorno del Mar Caspio a Europa, elección que se produjo a mediados de año por el consorcio que explotará los recursos gasistas de Azerbai-yán. Esta elección para la ruta que llevará gas a Europa por el Corredor del Sur, supondría debilitar la dependencia del gas ruso de buena parte de los países europeos. La UE espera recibir gas natural del área del Caspio en 2019.• El avance en los planes de comercio de gas ruso al este de Asia (Easter Program), con objetivos que inciden en una mayor penetración de la producción de GNL en Sakhalin hacia Japón, la concreción del suministro de gas desde el este de Siberia a China (se ha avanzado en la firma de acuerdos, ejemplo el firmado el 6 septiembre, pero falta, entre otros temas, concretar precios y definir más la ruta de los gasoductos) y el avance en la concreción de las alternativas posibles de construcción de una planta de licuefacción en Vladivostok, entre otros.• El Gobierno ruso liberalizó la exportación de GNL, monopolio actual de Gazprom.• En agosto empezaron los trabajos para la construcción en el área de los Balcanes del Gasoducto South Stream, iniciativa rusa que llevará gas desde el área del Mar Caspio a Europa. La previsión es que esté operativo en 2016, con un volumen anual de 63 bcm.• La próxima ampliación de la capacidad de la primera sección del gasoducto que lleva gas desde Kazakstán a Chi-na. Este país también tiene planes para importar gas por gasoducto desde el campo Galkynysh, en Turkmenistán.• El área del Mar Caspio es uno de los principales focos de actividad de construcción de gasoductos del mundo actualmente e igualmente una de las la zonas donde se está produciendo un mayor avance en la producción de gas del mundo. • Consecuencias de las iniciativas de las dos rutas que se están potenciando hacia Europa desde el Caspio, son las iniciativas regionales de conexión entre países de paso, que aumentarán el mallado en los países del Este y Sudeste de Europa. • Los nuevos proyectos de construcción de gasoductos desde EE.UU. a Méjico, que permitirán doblar la capacidad de llegada de gas desde suelo estadounidense a su vecino del sur en 2015.• La resistencia de los países exportadores a desvincular el precio del gas de la cesta de productos petrolíferos. Se han seguido haciendo en 2013 descuentos sobre el precio que resulta de aplicar los contratos vigentes a largo plazo, casi todos vinculados al precio del crudo y/o sus derivados.• Las expectativas que están surgiendo hacia el futuro del comercio del GNL cuando en 2015 se complete la expan-sión del Canal de Panamá, que acortará de forma notable los costes del transporte en determinadas rutas.

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Rusia es el primer país exportador de gas natural del mundo, con una cuota que suele estar entre el 20 y el 22%, dependiendo del nivel del consumo en Europa, su principal mercado. Le sigue Catar, que exporta unos 120 bcm todo en forma de GNL. En tercera posición se sitúa Noruega, que exporta cada año alrededor de 100 bcm, la inmensa mayoría a países europeos a través de los gasoductos que cruzan de norte a sur el Mar del Norte, aunque dispone de una planta de licuefacción en Snohvit, en la isla Melkaya. Siguen Canadá (unos 80 bcm, con tendencia descendente debido a las menores importaciones de EE.UU.), Países Bajos (por gasoducto, con destino a sus socios europeos) y Argelia, ambos con unos 50 bcm. Estados Unidos ocupa ya la séptima posición, llegando ya a una cifra de alrededor de 50 bcm. Puede incluso en 2013 haberse situado en quinta posición. Han aumentado las exportaciones a Méjico pero también a Canadá, suministrador histórico. La causa en este segundo caso es exclusivamente el precio del gas.

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Japón ocupa, de una manera clara, la primera posición en cuanto a países importadores de gas, con unos 120 bcm en 2013. Este país ha ocupado históricamente el primer puesto de la lista de países importadores de gas natural aunque, como es conocido, su posición se ha destacado más a raíz del tsunami de marzo de 2011.

EE.UU. ocupa la segunda posición, si bien sus importaciones netas (importaciones menos exportaciones) son menos la tercera parte que las de Japón, sin recursos gasitas. En tercer y cuarto lugar se sitúan dos países europe-os, Alemania e Italia, por este orden. Los dos países tienen un cierto nivel de producción, próximo a los 10 bcm en ambos casos, pero son también grandes consumidores de gas natural. Adicionalmente recordamos que Italia no tiene parque nuclear. En quinta posición está Corea, con unos 50 bcm.

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5. Comercio Internacional

5.2 Gas Natural Licuado (GNL)

El GNL supone algo más del 30% del total del comercio mundial. Este ratio se encuentra en una tendencia creciente aunque en los últimos años ha bajado el ritmo por la crisis económica y las menores importaciones de EE.UU.

La capacidad mundial total de licuefacción es de unos 285 millones de Tm de GNL por año. En primer lugar destaca Catar, con una capacidad de 77,2 millones de Tm por año; en segunda posición se sitúa Indonesia, con 36,4 MTm/año; Malasia ocupa la tercera posición, con 32 MTm/año. Trinidad y Tobago (31), Australia (24,1), Nigeria (21,8) y Argelia con 19,4 MTm/año, se sitúan a continuación.

Actualmente hay en el mundo 18 países con instalaciones que permiten exportar gas natural licuado. El número de trenes de esas instalaciones ya superan los 90 y cuentan con una capacidad en los tanques de unos 10 millones de m3.

Las perspectivas en los próximos diez son muy optimistas. Las propuestas que hay en estudio o proyecto incluyen unos 611 MTm de GNL por año, de acuerdo con el estudio de 2013 de Canadian Energy Research Institute (CERI). El 27,5% de esa capacidad adicional se sitúa en Estados Unidos, el 20,5% en Asia-Pacífico y el 10,6% en Canadá.

En EE.UU. hay unos 13 proyectos de licuefacción en distintas fases de planificación (cuatro aprobados a octubre de 2013) y en Canadá han sido anunciados seis proyectos. En 2015 entraría en operación el primer proyecto en EE.UU. (Sabine Pass); otros dos en 2016. Según los análisis de Goldman Sachs podría alcanzar una capacidad total de licuefacción de 70 bcm en 2020.

En Canadá es difícil que la puesta en marcha del primer proyecto de licuefacción antes de 2017-18. Este país está planteándose activamente la búsqueda de soluciones para volver a tener un peso similar en el mercado de la ex-portación del que tenía hace seis años. En 2007 sus exportaciones fueron 107,3 bcm Desde entonces el descenso ha sido continuo. La construcción de plantas de licuefacción orientadas a exportar a América del Sur y Asia es su principal estrategia.

Australia es otro de los países en el que todos los especialistas consideran que será uno de los ejes del desarrollo y del origen del GNL en el comercio mundial de finales de esta década y principios de la próxima. Con unos 25 millones de Tm en operación del conjunto de las plantas de licuefacción, en construcción se contabilizan 61 MTm, más otros 32 planeados, a los que hay que sumar 14 MTm de capacidad por la expansión de las plantas existentes.

África está registrando en los últimos años un esfuerzo notable en la búsqueda de recursos, gasistas, especialmente en el mar. Solamente un apunte para indicar que en Tanzania hay previsiones para exportar su primer cargamento de GNL en 2018, dos años antes de lo planeado. Ese mismo año empezaría a exportar GNL Mozambique. Serían los dos primeros países de África del Este en exportar gas. Su destino principal serían los mercados asiáticos.

A 26 llega el número de países que cuentan con instalaciones de descarga y regasificación de GNL. La capacidad conjunta de los tanques de sus terminales es de 45,9 millones de m3 de GNL, repartidos en más de 400 tanques, según los datos de International Group of LNG Importers, GIIGNL.

Japón cuenta con 30 terminales de descarga y regasificación con 180 tanques. Es, con diferencia, el país con una mayor infraestructura en este campo. Un claro ejemplo de expansión es el de China, que tiene siete terminales con 19 tanques, todo construido en los últimos siete años.

En el conjunto de Asia existen unos 27 proyectos de plantas de regasificación hasta el año 2020. Es la zona del mundo con una mayor expansión en los últimos años y el principal apoyo del desarrollo futuro del GNL en el ámbito mundial. Ejemplo significativo es la evolución de China, donde se localizaban en mayo de 2013 ocho terminales en la actualidad y son también ocho las plantas que hay en construcción, tres de las cuales se habrán ya puesto en servicio a finales de 2013. Es uno de los principales vectores que usará China para cortar la polución en las grandes ciudades.

La India está sopesando construir terminales flotantes de descarga a corto plazo, que se unirían a las terminales onshore que hay en operación. No está prevista poner en operación la cuarte terminal onshore antes de 2017.

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En América del Sur el aumento del consumo de gas natural se ve frenado en ocasiones por la insuficiente oferta y/o infraestructura. En octubre se conocía con detalle el desarrollo de una terminal de descarga y regasificación en Punta Sayago, cercana a la ciudad de Uruguay, que puede estar en operación en 2015.

Según la AIE la demanda de gas en esta región llegará a 790 bcm en 2015 (unos 680 bcm en 2013). Podría llegar a ser el segundo hub más grande del mundo en esa fecha.

Un hecho destacado en la última parte del año, es la pérdida del monopolio que ha tenido Gazprom en la exportación de GNL. El Presidente Putin firmó la normativa que permite, desde el 1 de diciembre de 2013, a otras compañías (con limitaciones) vender GNL en los mercados internacionales.

En Europa, incluyendo a Turquía, se localizan 21 terminales, de las que el 29% lo hacen en España, proporción que sube a la tercera parte si se considera el espacio ibérico. Las terminales europeas acogen 72 tanques con una ca-pacidad conjunta de 8,6 millones de m3 de GNL, el 18,8% de la capacidad mundial.

La capacidad de los tanques de las terminales españolas es de 3,2 millones de m3, el 37,6% de la capacidad total europea. España ocupa (datos de 2012) el cuarto lugar en el ranking de países destinatarios del GNL en el mundo, después de Japón, Corea del Sur y China.

El comercio internacional de GNL es previsible que gradualmente acelere su crecimiento, llegando al 6% anual en 2016/2017, según la última estimación de Cedigaz realizada en diciembre de 2012. Esta tesis está avalada por vari-as razones: el boom del mercado asiático, que explica alrededor del 65% del crecimiento mundial del 2012 al 2016, una fuerte expansión de nuevos importadores en el hemisferio sur y un resurgimiento de la demanda de GNL en Europa después de 2013. En relación con este último punto emergen nuevos importadores, como Polonia y Lituania.

La flota actual de buques metaneros es de unos 380. Las peticiones de construcción comprenden 78 buques. Un dato que señala la seguridad de este medio de aprovisionamiento de gas natural: desde el año 1964 se han realiza-do más de 70.000 transportes, sin ninguna pérdida. En 2012 fueron completados 3.982 transportes, comparados con los 4.110 de 2011.

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6. Evolución del precio

El precio surgido de los hubs está ganado importancia año tras año. En Europa puede repre-sentar ya un volumen superior a la tercera parte del comercio.

En cambio, en Asia los precios que surgen en los mercados tienen en la indización del precio del crudo y sus produc-tos la principal referencia, estimándose que más del 80% del gas que se comercializa tiene esa correlación.En América del Norte el 100% de las transacciones se realizan desacopladas del precio del crudo. Este proceso se consolidó en 2010, cuando la producción de shale gas alcanzó niveles muy significativos.

En consecuencia e igual que ya pasó en años anteriores, se ha mantenido la situación de tres diferentes precios a nivel mundial en el mercado spot de gas natural, que varían en función del área: EE.UU. ofrece el precio más compet-itivo, seguido de Europa, que se encuentra en una posición intermedia entre este país y la zona del noreste de Asia. Se ha consolidado un cuarto mercado con precios parecidos al asiático, formado por algunas zonas de América del Sur.

En el inicio de enero de 2013 el precio del gas marcado por el Henry Hub era de 3,41$/MMBtu. En Europa el NBP del Reino Unido marcaba 10,03$/MMBtu; en el Suroeste de Europa el precio spot del GNL marcaba 11,40$/MMBtu y en el Noreste de Asia, el precio spot del GNL 17,25$/MMBtu. Se estaba pagando 5,85 $/MMBtu más en Asia que en Europa por el gas natural.

En ocasiones la demanda de GNL en el mercado spot de algunos países sudamericanos ha tensado los precios. Por ejemplo, a finales de enero envíos de GNL con destino a Brasil y Argentina se pagaron por encima de 18$/MMBtu, generando una gran competencia (y elevando precios) con el mercado asiático.

A principios de abril el precio del gas marcado por el Henry Hub iniciaba una escalada, alcanzando los valores más altos desde 2011. Pese a ello, a mediados de abril el precio del gas en el mercado de EE.UU. (considerando solo el Henry Hub) era de 4,16$/MMBtu, frente a 16,72$/MMBtu el fueloil de 0,3% y a 19,38$/MMBtu el precio del gasoil.

Esta relación expresa el desacoplo del precio del gas con los productos petrolíferos, ya comentado, y la ventaja comparativa con la que está contando la industria estadounidense con respecto a la de otras áreas del mundo. Dos efectos positivos más: el beneficio para los consumidores y la mayor utilización en la generación de electricidad, produciendo como efecto secundario una sobreoferta de carbón en los mercados mundiales.

En 2013 se ha intensificado una situación que ya se producía en 2012: los descuentos en el precio del gas resultante de aplicar literalmente los contratos vigentes a largo plazo entre proveedor y comprador. Los compradores europeos y algunos asiáticos continúan presionando para renegociar el precio que se determina en los términos contempla-dos en los contratos.

La firma de contratos con propietarios de plantas de licuefacción que se encuentran en construcción en EE.UU. ha proliferado. El aumento de los contratos firmados por compradores europeos y asiáticos ligados al indicador Henry Hub, ha servido de elemento de presión para obtener descuentos significativos en bastantes ocasiones.

Por tanto, puede hablarse de una influencia del shale gas o gas de esquisto estadounidense en el precio de otros mercados antes de que se haya puesto en el mercado mundial.

Otro rasgo de la evolución de los precios de aprovisionamiento de gas natural en 2013 ha sido una acusada volatil-idad, si bien dentro de uno abanico de variación no muy amplio. Factores como las tensiones políticas en algunos países de Oriente Medio (con influencia clara en el precio del crudo y por tanto en los contratos a largo plazo de gas), la variación de la demanda europea en función de una climatología cambiante (invierno no riguroso, pero unos me-ses de marzo y mayo con temperaturas relativas bajas) y los problemas en algunos países exportadores (Noruega, Nigeria, Egipto, entre otros), han producido con mucha frecuencia variaciones en los costes de aprovisionamiento.

A finales de septiembre los precios se movían bastante alineados con los valores con los que se inició el año, excep-to en precio spot del GNL en Asia, que tenía un descuento de un 1,50 $/MMBtu sobre el precio de enero.El tiempo frío que llegó a EE.UU. a mediados de diciembre fue la causa de una subida del valor marcado por el Henry Hub, que el día 12 llegó a 4,41 $ por millón de btu. Por esas fechas el mercado spot en el noreste de Asia marcaba 19 $/MMbtu y en suroeste de Europa de 13,8 $/MMbtu.

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Como ya ocurriera en 2012, los precios del CO2 se han mantenido en valores bajos, entre 4,5 y 5,5$/Tm. El intento del Parlamento europeo (abril) de desarrollar acciones para elevar este precio a medio plazo, eliminando el exceso de derechos de emisión gratuito no fue posible. Junto a los precios bajos del carbón y la atonía de las economías, se ha dibujado en Europa un cuadro de factores exógenos negativos similar al de 2012, con incidencia muy negativa en el uso del gas natural en la generación eléctrica.

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7. Previsiones

El gas natural sigue siendo, después del petróleo, la energía primaria más consumida en la Unión Europea.

Como todos los años, distintas entidades han realizado previsiones a medio y largo plazo sobre el rol del gas natural en el mundo del futuro y más concretamente en la matriz energética. Se debe destacar que, la mayor parte de ellas, posicionan al gas natural en un puesto relevante.

La Agencia Internacional de la Energía publicó a mediados de noviembre su estudio anual World Energy Outlook (WEO) 2013, con estimaciones hasta el 2035.

Entre los puntos más destacados, indicamos:

• El gas natural es la energía fósil de mayor rápido crecimiento en su evolución como energía primaria consumida en el período hasta el 2035. Solamente será superada por el conjunto de las renovables, que fueron el destino de más de 100.000 millones de $ de subsidios el año 2012, de acuerdo con la AIE.

• El gas jugará un rol crucial en la competitividad económica, un tema clave con implicaciones a largo plazo. El principal beneficiario es EE.UU., donde un gas barato (por el fenómeno del shale gas) y una caída relativa de los precios de la electricidad, están logrando una cierta ventaja comparativa en los precios de los productos industri-ales respecto a Japón, Europa e incluso China. En industrias intensivas en energía, el precio de la energía constituye entre el 30 y 70% de los costes de producción.

• La demanda de gas crecerá un 1,6% anual acumulativo (un 56,6% desde 2011 al 2035) en la hipótesis básica, que contempla el mantenimiento de las políticas aplicadas en la actualidad. Pero se observarán claras diferencias por áreas geográficas. El 82% de la demanda adicional se concentrará en países fuera de la OCDE. China, el Oriente Medio y Norte América tendrán las ganancias más significativas.

• En Europa, la trayectoria de la demanda de gas natural continuará condicionada por los precios del propio gas, del carbón y del CO2 y la penetración de las energías renovables en su uso en generación eléctrica. A lo largo del período que va hasta el 2035, la demanda de gas en Europa luchará por retornar a los niveles de 2010.

• Por el lado de la oferta, una mayor diversificación de países exportadores y un mayor rol del gas no convencional, serán una realidad, particularmente después de 2020. Los nuevos orígenes incluyen Irak, este de África, Brasil y el este del Mediterráneo. Las áreas productoras actuales del norte de África, Rusia, del Mar Caspio y Oriente Medio, aumentarán su oferta.

• La AIE estima que en 2020 casi la mitad del aumento de la oferta de gas provenga del gas no convencional. Además de EE.UU., China y Australia jugarán un papel destacado de esa situación.W• Una mayor discusión o incertidumbre arroja la discusión sobre el diferencial de precios regionales en el futuro. La AIE mantiene habrá acercamiento de precios, pero no se producirá una convergencia muy acusada en el futuro. La causa de ello sería el coste del transporte. Asumiendo (AIE) un coste de 6$ por millón de Btu, más un precio medio (actual) de 3,5$ por Mbtu, da un resultado de un coste de alrededor de 10$ por MBtu. Los precios medios actuales en Japón del GNL son de unos 16 $/MBtu. Según la AIE, no se debe esperar un precio único mundial.

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