Sobre la base de las previsiones de la consultora, el precio internacional del recurso se dispararía ante un potencial desabastecimiento de dos meses durante la primavera boreal y de seis meses durante el invierno de 2014-2015. “La tensión entre Rusia y Ucrania aumentó las preocupaciones sobre el suministro gasífero en Europa, que importa desde tierras rusas una tercera parte del fluido que consume. Una interrupción en el suministro obligaría a las empresas de energía a buscar fuentes alternativas, incluyendo las compras de LNG”, indicó el reporte.
La probabilidad de que Ucrania deje de recibir gas ruso es cada vez mayor, sobre todo desde la falta de pago de su última compra. No obstante, esa interrupción podría ser breve y registrarse durante la primavera europea; es decir, cuando la demanda no resulta tan alta como en el período invernal. “En caso de que el corte de envíos sea más prolongado, los precios del gas que más subirían serían los del sur europeo, principalmente en Grecia y Turquía, que tendrían que competir por suministros de LNG con diversos mercados de Asia”, advirtió el trabajo.
Si la interrupción durara dos meses, esos países deberían adquirir 2 millones de toneladas (Tn) adicionales de LNG para satisfacer sus necesidades. En tanto, si ésta se extendiera durante un semestre, la situación se tornaría crítica incluso para naciones como España, más allá de los robustos niveles de almacenamiento que aún maneja la Unión Europea (UE).
A este desafiante panorama debe sumarse, según Wood Mackenzie, que el negocio del LNG ya se encuentra bajo presión debido a una creciente demanda en el Pacífico asiático y Latinoamérica, donde la Argentina pica en punta entre los mayores importadores, por encima de México y Chile.
Líder continental
La Argentina es, en verdad, el mayor importador de LNG de todo el continente americano. Sucede que la demanda nacional trepó el año pasado un 16,5%, hasta sumar 184 billones de pies cúbicos (BPC), mientras que la de Estados Unidos –el anterior líder del rubro– descendió ni más ni menos que un 94%, hasta ubicarse en 181 BPC.
“El aumento de la importación argentina respondió principalmente a la puesta en marcha de la segunda terminal de regasificación en Escobar (Buenos Aires), mientras que la reducción en las compras de los norteamericanos se debió al incremento en su producción de shale gas”, explicó Álvaro Ríos Roca, director para Latinoamérica de Drilling Info y ex secretario ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).
Según sus palabras, también es posible que una parte del LNG comprado por Estados Unidos fuera inmediatamente vendida en cumplimiento de contratos a largo plazo. “Después de todo, importar y reexportar resulta un muy buen negocio”, apuntó.
A su criterio, la producción de shale norteamericano en Marcellus y Utica continuará acelerándose e incrementando la producción interna, por lo que la tendencia es que las importaciones de ese país sigan bajando hasta llegar a un punto de inflexión de autoabastecimiento y exportación neta. “¿Quién hubiera pensado, hace una década, que la Argentina, un prominente exportador de gas natural a sus vecinos, demandaría en el mercado internacional más LNG que Estados Unidos, que se perfilaba como el mayor demandante de ese recurso en el planeta? Cambia, todo cambia, de la mano de la tecnología”, señaló.
Proyecto faraónico
Acaso para atenuar las dudas a mediano plazo que entre los grandes consumidores de LNG suscitan crisis como la de Rusia y Ucrania, dos gigantes internacionales como la petrolera estadounidense ExxonMobil y la minera australiana BHP Billiton confirmaron que unirán sus fuerzas para construir la mayor planta flotante del planeta.
La iniciativa –que no sólo pone de manifiesto el creciente interés global por el suministro gasífero off shore, sino que también refleja la evolución tecnológica alcanzada en el segmento– estará ubicada mar adentro en el noroeste de Australia, más específicamente en el campo Scarborough –que ambas empresas controlan de manera asociada–, a unos 220 kilómetros de la costa occidental del país oceánico.
Si bien por el momento se desconoce la inversión que demandarán las obras, el emprendimiento comenzaría a operar en 2020 ó 2021, según anticipó Exxon a través de un comunicado. Una vez en funcionamiento, la plataforma de licuefacción y almacenamiento producirá entre 6 y 7 millones de Tn por año de LNG, un volumen similar a los requerimientos anuales de Japón, el importador número uno del fluido.
Para tomar una mayor dimensión de la envergadura del proyecto, debe considerarse que la capacidad de producción a la que aspiran Exxon y BHP duplicaría la de “Prelude”, la planta flotante recientemente anunciada por Royal Dutch Shell.
También localizada en el noroeste australiano y prevista para entrar en marcha en 2017 –cuando se convertirá en la primera unidad de su tipo a escala mundial–, la central de Shell producirá 3,6 millones de Tn anuales.
Con un tamaño equivalente al de cuatro estadios de fútbol, la instalación constará de 260.000 Tn de acero y permitirá la extracción de gas natural en yacimientos submarinos hasta ahora
inaccesibles o económicamente inviables. Diseñada para soportar ciclones de categoría cinco, pondrá en valor reservas gasíferas de sitios remotos y proveerá de LNG a los demandantes buques metaneros. ℗
Fuente: REVISTA PETROQUÍMICA
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