Rystad Energy: la opción del gasoducto es más factible que el GNL para el transporte de gas en el Ártico de Noruega - World Energy Trade

Rystad Energy: la opción del gasoducto es más factible que el GNL para el transporte de gas en el Ártico de Noruega

Rystad Energy analiza dos opciones principales para llegar a los mercados

Rystad Energy analiza dos opciones principales para llegar a los mercados

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La opción del gasoducto es mucho más económica que la alternativa de GNL para transportar los volúmenes de gas del Ártico de Noruega, según muestra un análisis de Rystad Energy

Un análisis de costos de Rystad Energy sobre las opciones propuestas por el operador de gas noruego Gassco para exportar los recursos de gas natural del Ártico del país, muestra que una expansión de la infraestructura de gasoductos de Noruega es una solución más viable en comparación con el aumento de la capacidad de la planta de gas natural licuado (GNL) existente en Hammerfest.

Sin embargo, se necesitarían al menos 40.000 millones de metros cúbicos (Bcm) de recursos adicionales procedentes de nuevos descubrimientos para justificar tal iniciativa.

En la actualidad, la terminal de GNL de Hammerfest sólo dispone de 7,4 Bcm anuales de capacidad de exportación de GNL, y se espera que este límite se alcance en 2026, ya que la producción de gas en la región superará la capacidad de exportación. La terminal se construyó para dar cabida a los descubrimientos de gas de los años ochenta, pero desde entonces se han ido sumando nuevos descubrimientos. Rystad Energy estima que los restantes recursos de gas natural descubiertos en el Mar de Barents son de alrededor de 90 Bcm.

Si los recursos de gas de Noruega en el Mar de Barents se van a seguir desarrollando y explotando, hay dos opciones principales para llegar a los mercados:

El primero es construir un nuevo e importante gasoducto como enlace a la infraestructura existente en el Mar de Noruega y la segunda opción es aumentar la capacidad de GNL en Hammerfest. Si no se aumentan los límites de la capacidad de exportación, los proyectos tendrán que ser escalonados para llenar la capacidad del gasoducto a medida que esté disponible, destruyendo un valor sustancial.

"Las cartas parecen estar cada vez más apiladas en contra de un mayor desarrollo del GNL. Los altos costos de los proyectos, las soluciones técnicamente complejas y las duras condiciones ambientales no hacen felices a los compañeros de cama, incluso cuando la oportunidad es grande. Cuando la economía es más marginal, la solución más simple para el gasoducto es muy probablemente la correcta", dice Dane Inglis, analista de Rystad Energy.

Comparación de costos con las rutas alternativas de exportación de gas

Figura 1. Comparación de costos con las rutas alternativas de exportación de gas

Analizando la opción del gasoducto

Aumentan las exportaciones de crudo latinoamericano a la Costa del Golfo de EE.UU.
OIL & GAS
Aumentan las exportaciones de crudo latinoamericano a la Costa del Golfo de EE.UU.

Una estrategia propuesta por Gassco considera la instalación de 1.000 kilómetros adicionales al gasoducto existente de Aasgard y otra tubería de 830 kilómetros al sistema de transmisión Polarled. Estas líneas de exportación aumentarían la capacidad total de exportación a por lo menos 10 Bcm y potencialmente hasta 20 Bcm por año.

Si consideramos sólo los recursos descubiertos actualmente sin restricciones, la producción sólo alcanzaría alrededor de 9 Bcm por año a finales de la década de 2020 y principios de la de 2030. Para ser económicamente viables, estos gasoductos requerirían una base de recursos de gas de unos 130 Bcm, lo que implicaría 40 Bcm en nuevos recursos que tendrían que ser descubiertos en los próximos cinco años.

Teniendo en cuenta los planes de gasto actuales de todos los operadores del Mar de Barents (2.000 millones de dólares de 2020 a 2025 y 10 pozos de exploración), el costo del descubrimiento requerido sería de alrededor de 8 dólares por barril de petróleo equivalente (boe) de recursos descubiertos. Hay cierta justificación para ser optimistas en cuanto a que Equinor podría alcanzar esta cifra, dado que los costos de descubrimiento en ese rango serían aproximadamente cuatro veces el promedio noruego y 60% más altos que el promedio histórico del Mar de Barents.

Lamentablemente, el alto nivel de actividad en el Mar de Barents en los últimos cinco años ha generado resultados bastante escasos. Y dada la probabilidad de que los precios del petróleo sean relativamente débiles en el futuro previsible, existe la posibilidad de que el año 2020 sea el último año de actividad de exploración significativa en la región.

Analizando la opción del GNL

Para empezar, construir una nueva planta de GNL en el Ártico o expandir la existente en Hammerfest no es una tarea simple o barata. Durante su construcción inicial, el proyecto se retrasó ocho meses y se excedió en un 50% del presupuesto por diversas razones, pero principalmente por limitaciones logísticas. Hubo que hacer varias alteraciones en el lugar de la obra en Hammerfest, lo que retrasó aún más el proceso y aumentó los costos generales del proyecto.

Hammerfest LNG tiene actualmente 4,14 millones de toneladas anuales (Mtpa) de volúmenes de GNL contratados, y su mayor contrato (1,75 Mtpa) se ha vendido a Equinor. Inusualmente, el proyecto tiene varios contratos (0,8 Mtpa) con la terminación declarada como "al agotarse" y no está claro cuáles serían las ramificaciones si estos contratos se terminaran prematuramente.

Desafortunadamente, los nuevos recursos tienen un precio de gas de equilibrio entre 3 y 7 dólares por millón de Btu, y si asumimos que los costes de licuefacción y transporte se parecerán a los de la instalación original, los precios de desembarco en Zeebrugge podrían llegar a ser de 8,50 dólares por MmBtu.

Si comparamos esto con el precio TTF previsto para el 2030 por Rystad Energy que es de alrededor de 7,20 dólares por MmBtu, tal esfuerzo podría tener sentido económico. Sin embargo, se estima que el grueso del GNL de EE.UU. tiene un rango de precios de gas de entre 6 y 8 dólares por MmBtu.

El ganador

Una nueva ruta de exportación por gasoducto gana en términos de ofrecer el costo más bajo, sobre una base unitaria, para los volúmenes adicionales de exportación de gas.

Suponiendo que el gasoducto utilizara el procesamiento más simple o incluso la expansión más costosa de una planta de procesamiento existente, este proyecto aún realizaría costos de gas de alrededor de 1 dólar por MmBtu, una solución de exportación de menor costo con cualquier capacidad de hasta 30 MMcmd. Esto permitiría enviar a través de la tubería otros 5 MMcmd de recursos aún por descubrir y desarrollar.

 

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