¿Por qué ha bajado el precio del Gas Natural en EEUU?

En EEUU  el mercado del Gas Natural está convulso y el principal motivo tiene nombre propio: Shale Gas. Pero ¿Qué es el Shale Gas y cómo ha afectado su aparición al precio de esta materia prima?

Su existencia se conoce desde hace décadas pero hasta hace unos años, era inviable de producir económicamente. El shale gas (o gas esquisto) se encuentra atrapado a mucha profundidad (desde los 400 a los 5.000 metros) para extraerlo hay que aplicar la técnica de fracturación hidráulica (fracking), que consiste en la inyección de grandes cantidades de agua con compuestos químicos a alta presión. Precisamente, el alto coste medioambiental de esta técnica de extracción es la que ha provocado la prohibición del fracking en Francia y Alemania, mientras que en Rumania y Bulgaria se ha aprobado una moratoria a la espera de estudiar más a fondo las consecuencias de esta técnica sobre el medio ambiente.

El Shale gas en EEUU y sus consecuencias sobre el precio del Gas Natural

Desde el año 2005 hasta la actualidad, EE.UU. ha comenzado el desarrollo intensivo de extracción de shale gas, se calcula que  existen 862 trillones de pies cúbicos que son económicamente factibles de extraer. Esto ha permitido que el consumo de gas natural proyectado sea un 45% shale gas y una disminución de un 11% al 1% en importaciones netas. Esto, además de disminuir la dependencia de gas extranjero, ha traído  consigo un desacople de los precios del gas por sobre el petróleo.

En 2000, el shale gas representaba apenas 1% de los suministros de gas natural de EE.UU. Hoy es casi 25% y podría elevarse a 50% en dos décadas.

El año 2000, para un precio de gas de 4 US$/MMbtu, el precio del petróleo equivalía en términos energéticos a 5 US$/MMbtu. En el 2003, los precios de ambos productos se movían en los 5 US$/MMbtu. En 2008 y 2009, la producción se disparó. A medida que el volumen subió, pasó lo inevitable, los precios bajaron sustancialmente y, lo que es más importante, “se ha desvinculado del precio del petróleo”  según ENAGAS.

En 2008, antes de la crisis económica mundial, el petróleo llegó a un peak de 23 US$/MMbtu, mientras que el gas llegó a 12 US$/MMbtu. Así, se llegó a febrero de 2011 con el gas en 4 US$/MMbtu y el petróleo en17 US$/MMbtu.

El Mercado Español Gas Natural

El sistema gasista español se ha caracterizado en los últimos años por su situación de iliquidez, opacidad y aislamiento relativo respecto del resto de sistemas gasistas en Europa, debido a la reducida capacidad de sus interconexiones por gasoducto con el continente, y a entre otros aspectos un elevado ritmo de crecimiento de la demanda. Así, entre los años 2000 y 2008 el ritmo medio de crecimiento anual fue del 11,4%.  Los cálculos previstos de crecimiento en 2008 consideraban tasas de crecimiento anuales entre el 2,5% y el 3% hasta el 2016. Sin embargo la severa recesión económica llegó y el consumo de gas en 2009 se redujo en un 10,8% y se mantuvo en 2010.

Los contratos de aprovisionamiento de Gas Natural acostumbran a ser a largo plazo, con horizontes de entrega de superiores a 10 años. En 2008 se preveían altos incrementos del crecimiento de la demanda que no se cumplieron, lo que provocó una situación de exceso de oferta y de bajos niveles de utilización de las infraestructuras aún sin amortizar (plantas de regasificación de GNL y ciclos combinados).

La recesión y los incrementos esperados en la oferta global de GNL, lograron llevar los precios spot de gas natural en el mercado europeo muy por debajo de los precios del petróleo a largo plazo. En Europa del 2009, los precios del petróleo llegaron a ser el doble de que el precio spot de GNL. La falta de flexibilidad en volumen de los contratos a largo plazo fue ineficaz para llevar de buena manera este problema de baja en demanda y aumento de oferta de GNL.

El origen del Gas Natural que consumimos en España procede principalmente de Argelia (38,85%), Nigeria (21,34%) y Catar (14,37%). La producción nacional tan solo representa un insignificante 0,28%.

En referencia a la situación actual del shale gas en España, la compañía de origen canadiense BNK Petroleum, especializada en extraer shale gas en Estados Unidos y Europa, obtuvo a principios de año las licencias para poder comenzar a explorar los campos de Arquetu (Cantabria), Sedano (Burgos) y Urraca (Burgos-Álava).En total unos 1.600 kilómetros cuadrados.

En conclusión, nos encontramos inmersos en un mercado cada vez más dinámico en el que múltiples variables se interrelacionan entre sí, con resultados no siempre fácilmente previsibles. Habrá que estar atento las nuevas prospecciones tanto españolas como  europeas de shale gas, las nuevas infraestructuras gasistas que se encuentran en construcción, a la evolución de la crisis económica y su afectación sobre la demanda energética.