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Los niveles de gas en almacenamiento de la Unión Europea están por debajo del 30%, los precios de referencia del gas se encuentran en su punto más alto en más de un año y QatarEnergy acaba de suspender la producción de la mayor planta de GNL del mundo. La situación parece una receta para el desastre, y las posibilidades de una solución indolora son escasas.
El precio de referencia del gas natural de la UE ha aumentado hasta un 60% desde que Estados Unidos e Israel comenzaron a bombardear Irán el sábado, y aunque algunas de estas ganancias se han borrado esta semana, el potencial alcista sigue siendo significativo. No solo QatarEnergy ha suspendido la producción de GNL y ha declarado fuerza mayor sobre las exportaciones, sino que la negativa de las aseguradoras a proporcionar cobertura para los buques que atraviesan el Estrecho de Ormuz, junto con las advertencias iraníes de que los buques enemigos serán objetivos legítimos, ha provocado una grave interrupción del tráfico de petroleros en el punto de estrangulamiento.
Por supuesto, la UE siempre podría depender más del gas licuado estadounidense. Después de todo, incluso se comprometió a comprarle 250 mil millones de dólares en GNL y petróleo anualmente hasta 2028 como parte del acuerdo comercial que la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, firmó con el presidente Trump el verano pasado. Esto es lo que probablemente tendrá que hacer, en ausencia de GNL catarí por un período de tiempo desconocido. Pero hay un problema con eso, y el problema es el precio.
El gas natural licuado es más caro que el gas canalizado desde el principio. Esta fue una de las razones por las que las industrias europeas han tenido dificultades durante los últimos cuatro años desde el sabotaje del Nord Stream y la consiguiente caída de los flujos de gas ruso hacia el continente. Los suministros alternativos de gas canalizado de África del Norte y Azerbaiyán aún no han aumentado lo suficiente para reemplazar los flujos perdidos. Y la demanda de calefacción de este año ha sido mucho más fuerte que en los últimos cuatro años.
Bloomberg alertó ya en enero, informando de que las temperaturas invernales por debajo de la media estaban impulsando el ritmo más rápido de retiradas de gas natural de los almacenamientos en Europa en cinco años, a medida que se disparaba la demanda de calefacción. La brecha entre la oferta y la demanda era tan significativa que las llegadas de cargamentos de GNL eran menos de la mitad de los volúmenes diarios retirados del almacenamiento. Además, en ese momento y durante el mes siguiente, la desfavorable diferencia de precios entre los precios de invierno y verano no alentó el almacenamiento temprano.
Esto significa que ahora, los compradores europeos de energía tendrían que revisar sus planes de compra de gas para la temporada de reabastecimiento, y sus supuestos de precios. Reuters citó a Kpler diciendo que la Unión Europea necesitaría entregas de GNL equivalentes a 67 mil millones de metros cúbicos solo para reabastecer los almacenamientos de gas. Esto equivaldría a unos 700 cargamentos, según la publicación, o 180 cargamentos (17 mil millones de metros cúbicos) más de los que necesitaba el año pasado.
Estos volúmenes no son poca cosa, especialmente con una prima de guerra adjunta. Incluso si la guerra en Oriente Medio termina esta semana, reiniciar la producción de GNL de QatarEnergy llevaría más de unos días. En otras palabras, pase lo que pase en Oriente Medio, la UE pagará un precio elevado por su gas, porque no tiene alternativa. Reuters ha calculado que los cargamentos adicionales aumentarían la factura de importación de GNL de la UE en más de 10 mil millones de dólares, a los precios actuales. La factura total de reabastecimiento, según la publicación, podría alcanzar los 40 mil millones de dólares. Esto está muy lejos de los 250 mil millones de dólares comprometidos, e incluso esa diferencia afectaría a las industrias europeas.
Antes de 2022, Gazprom de Rusia suministraba notoriamente casi el 40% del gas de la Unión Europea en el punto álgido de las entregas. El año pasado, esta cifra había caído por debajo del 20%, bombeada a través del único oleoducto operativo que queda, el TurkStream. Ahora, la UE ha decidido suspender todas las importaciones de energía rusas a partir de 2027, incluido, notablemente, el gas, tanto por oleoducto como GNL. Mientras tanto, sin embargo, los compradores europeos se apresuran a asegurar la mayor cantidad posible de GNL ruso, convirtiendo al país en su segundo mayor proveedor de GNL, después de Estados Unidos. La situación irónica también podría dar un giro, después de que el presidente ruso dijera que el parlamento discutiría la posibilidad de anticiparse a la UE y suspender las exportaciones de gas por sí mismo, dada la presencia de mercados alternativos y los propios planes de la UE para poner fin a estas exportaciones.
Esto solo aceleraría una ya profunda dependencia del gas licuado estadounidense en Europa que ha comenzado a generar preocupación, después de ser celebrado como independencia energética en 2022. El problema es que, además de Rusia, no hay ningún productor de gas lo suficientemente grande como para servir como fuente de diversificación estable del suministro. La situación probablemente impulsará el atractivo de la capacidad eólica y solar, pero ese atractivo también tiene límites, porque ni el viento ni el sol son tan baratos como se anuncia cuando los costos de generación de respaldo y almacenamiento en baterías se incluyen en el cálculo. En resumen, la Unión Europea se enfrenta a tiempos aún más inciertos de los que ha estado luchando durante los últimos cuatro años.
Por Irina Slav para Oilprice.com
En el norte de Mozambique, una región marcada por conflictos, avanza la construcción de una gran terminal de exportación de gas, con el respaldo del gobierno de Estados Unidos.
Mozambique LNG se perfila como uno de los proyectos de combustibles fósiles más grandes de África, con una capacidad para exportar hasta 43 millones de toneladas métricas de gas natural licuado al año, una vez que opere a plena capacidad. El Banco de Exportaciones e Importaciones de EE. UU. (EXIM Bank) aprobó inicialmente un préstamo de 4.700 millones de dólares para el proyecto en 2019, durante la primera administración Trump, cuando el desarrollo estaba liderado por Anadarko Petroleum, con sede en Texas.
Desde entonces, Anadarko vendió su participación a TotalEnergies, con sede en Francia, una insurgencia islamista obligó a detener la construcción durante cuatro años y las fuerzas de seguridad fueron acusadas de cometer crímenes de guerra contra civiles. Estados Unidos también se convirtió en el principal exportador mundial de GNL, posicionando a Mozambique LNG como un posible competidor de los proyectos estadounidenses.
A pesar de estos cambios, el EXIM Bank aprobó el año pasado una modificación del préstamo que permite a TotalEnergies continuar sin realizar nuevos análisis sobre los impactos en el empleo, la economía estadounidense, los derechos humanos y el medio ambiente. Esta decisión generó fuertes críticas por parte de grupos de derechos humanos, ambientalistas e incluso algunos conservadores, quienes argumentan que el dinero estaría mejor invertido en apoyar la producción nacional de energía.
“No tiene sentido que el gobierno de EE. UU., utilizando el dinero de los contribuyentes estadounidenses, financie a una empresa francesa en Mozambique”, declaró Andrew Bogrand, asesor principal de políticas para la justicia de los recursos naturales en Oxfam America, una organización sin fines de lucro que lucha contra la desigualdad.
Bogrard viajó a la región el año pasado y habló con residentes locales que denunciaron continuos ataques insurgentes y secuestros. Señaló que el proyecto agravaría el cambio climático al desbloquear un gran yacimiento de gas y está contribuyendo a la inestabilidad regional. El conflicto ha causado la muerte de al menos 6.400 personas desde 2017, incluyendo al menos 20 en el último mes, según datos de Armed Conflict Location & Event Data.
“Esto es extractivismo de última instancia”, afirmó Bogrand.
En diciembre, las agencias de crédito a la exportación británica y holandesa retiraron más de 2.000 millones de dólares en apoyo al proyecto después de que un grupo de derechos humanos acusara a TotalEnergies de ser cómplice de las atrocidades presuntamente cometidas por las fuerzas gubernamentales.
A pesar de este revés, TotalEnergies anunció el mes pasado que la construcción finalmente se estaba reanudando, con el préstamo de la agencia de crédito estadounidense como la mayor fuente única de financiación, según datos recopilados por la Energy Policy Research Foundation.
El EXIM Bank declinó hacer comentarios y no respondió a las preguntas para este artículo. En un comunicado de prensa anunciando la modificación del préstamo el año pasado, indicó que el proyecto apoyaría a 16.400 empleos estadounidenses en 14 estados, en empresas que suministrarían equipos y servicios a Mozambique LNG. Afirmó que el proyecto no afectaría negativamente a los exportadores estadounidenses de GNL y que el préstamo ayudaría a contrarrestar a los gobiernos chino y ruso, que, según dijo, habrían apoyado el proyecto si el gobierno de EE. UU. no lo hubiera hecho.
Sin embargo, todas estas cifras y afirmaciones parecen basarse en análisis realizados en 2019, cuando las exportaciones estadounidenses de GNL eran un tercio de lo que fueron el año pasado, una empresa petrolera estadounidense lideraba el proyecto y antes de que los crecientes ataques insurgentes mataran a trabajadores y obligaran a TotalEnergies a detener los trabajos.
La cifra de empleos parece incluir un número no revelado de puestos en Anadarko, que ahora forma parte de Occidental Petroleum y ya no está involucrada, según un documento de la agencia obtenido a través de una solicitud de registros públicos y compartido con Inside Climate News. Cuando el préstamo se finalizó en 2019, la venta de Anadarko ya era esperada y el EXIM Bank declaró: “El requisito de contenido estadounidense del contrato respaldado por EXIM seguirá aplicándose, y los bienes y servicios relacionados respaldados por EXIM se proporcionarán desde los Estados Unidos”.
Aún no está claro si los empleos atribuidos a Anadarko ahora se espera que vayan a otra empresa estadounidense.
La falta de un nuevo análisis significa que el banco ya no conoce el impacto del proyecto en la economía estadounidense, dijo Lindsay Bailey, abogada de EarthRights International, una firma de abogados sin fines de lucro que representa a Friends of the Earth en una demanda que impugna la aprobación del préstamo. Bailey afirmó que la falta de un nuevo análisis “violó el estatuto rector del EXIM y es inconsistente con la misión del EXIM de apoyar los empleos estadounidenses”.
El senador estadounidense Dan Sullivan (R-Alaska) y la junta editorial del Wall Street Journal criticaron ambos el préstamo por subsidiar un proyecto extranjero que competiría con las empresas de energía nacionales.
El senador estadounidense Jeff Merkley (D-Ore.) dijo que el banco no alertó al Congreso antes de su decisión de 2025 de finalizar el préstamo, privando a los legisladores de la oportunidad de revisar y comentar antes de la aprobación.
“En su prisa, EXIM no ha notificado al Congreso su intención de sacrificar la salud pública y nuestro medio ambiente para llenar los bolsillos de los contaminadores corporativos ultra ricos”, dijo Merkley en una declaración a Inside Climate News. “Al aprobar miles de millones de dólares para este proyecto de GNL de energía sucia en Mozambique, EXIM se asegura de que no abordemos el caos climático, el mayor desafío que enfrenta la humanidad”.
Funcionarios del gobierno en Mozambique afirman que el proyecto generará ingresos y promoverá el desarrollo económico en el país. TotalEnergies afirma que proporcionará 7.000 empleos a los mozambiqueños y miles de millones de dólares en contratos a empresas nacionales.
Algunos críticos del proyecto señalan que pocos beneficios se han materializado.
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Romão Xavier, consultor de desarrollo internacional en Mozambique y ex jefe de país de Oxfam, dijo que algunos residentes locales tienen la esperanza de que el desarrollo pueda proporcionar empleos, pero que muchos pescadores fueron desplazados para dar paso al proyecto de gas. Si bien TotalEnergies les ha proporcionado nuevas viviendas y transporte a los lugares de pesca, Xavier dijo que el horario de ese transporte no siempre coincide con el momento en que las personas necesitan estar en el agua.
“El proyecto tiene pocos beneficios a día de hoy”, dijo Xavier.
En 2024, una investigación de Politico detalló cómo una unidad militar mozambiqueña había detenido, torturado y asesinado a decenas de aldeanos que huían de los combates cerca del proyecto de GNL. Investigaciones posteriores de otros han respaldado ese informe, y en noviembre, el Centro Europeo para los Derechos Constitucionales y Humanos presentó una denuncia penal ante los fiscales franceses contra TotalEnergies, acusándola de complicidad en crímenes de guerra al financiar y apoyar a la unidad militar. La denuncia citó documentos internos de la empresa que, según dijo, mostraban que TotalEnergies era consciente de la violencia cometida por el ejército contra civiles.
TotalEnergies no respondió a las preguntas para este artículo, pero emitió una declaración después de que se presentó la denuncia, afirmando que “rechaza firmemente” todas las acusaciones contra la empresa. Agregó que “rechaza categóricamente la alegación de Politico de que Mozambique LNG o la Compañía tenían, o podrían haber tenido, conocimiento de los actos de violencia informados en el artículo de Politico y que sustentan la denuncia”.
Además de TotalEnergies, el proyecto es propiedad minoritaria de empresas privadas y controladas por el estado de India, Japón, Mozambique y Tailandia.
La aprobación del préstamo por parte del EXIM Bank en 2025 se produjo dos meses después de que Donald Trump fuera inaugurado por segunda vez, y después de una sostenida campaña de lobby por parte de TotalEnergies. La empresa francesa no había gastado dinero en lobby ante el gobierno federal desde 2019, pero informó posteriormente haber gastado 500.000 dólares en 2024 y 1,9 millones de dólares el año pasado, contratando a una firma separada para representar a su subsidiaria en Mozambique.
Los partidarios del préstamo afirman que, además de beneficiar a los exportadores estadounidenses, la participación del gobierno federal promoverá los intereses nacionales.
“Ofrece un contrapeso a la Iniciativa de la Franja y la Ruta de China”, dijo Max Pyziur, director senior de investigación de la Energy Policy Research Foundation, refiriéndose al programa de un billón de dólares de China para financiar y construir infraestructura en todo el mundo. Los patrocinadores financieros de la fundación incluyen agencias gubernamentales y la industria energética. “Es una proyección de poder blando”.
Entre los más de una docena de financiadores de Mozambique LNG se encuentra un banco chino parcialmente estatal, el Industrial and Commercial Bank of China, según AidData. Los datos recopilados por Pyziur muestran que el banco chino contribuyó con 300 millones de dólares.
Kate DeAngelis, subdirectora de Friends of the Earth U.S., dijo que el préstamo del EXIM Bank es fundamental para el éxito del proyecto, dado su tamaño. Su grupo quiere que un juez obligue al banco a realizar un nuevo análisis antes de desembolsar el préstamo completo a TotalEnergies. Los argumentos orales están programados para más adelante este mes.
El Comisionado Parlamentario para el Medio Ambiente teme que Nueva Zelanda se vuelva dependiente del gas natural licuado (GNL) importado.
El Gobierno está llevando a cabo un proceso de licitación para establecer una terminal de GNL en Taranaki para 2028. “La instalación de importación de GNL proporcionará una fuente de combustible de respaldo confiable, reduciendo el impacto del riesgo de años secos en los precios de la electricidad y estabilizando los costos energéticos”, declaró el Ministro de Energía, Simon Watts.
“También agregará otra capa de resiliencia al dar a Nueva Zelanda acceso a opciones de suministro adicionales si la oferta interna de gas se reduce inesperadamente”, añadió Watts.
Watts explicó que importar más carbón durante un año seco no era suficiente, por lo que tiene sentido permitir que las empresas importen GNL y lo conviertan en electricidad utilizando plantas existentes que no están operando a plena capacidad debido a la falta de gas.
El Gobierno financiará la construcción de la terminal de GNL mediante un cargo al sector eléctrico. Watts estimó que este cargo oscilaría entre 2 y 4 dólares por megavatio hora (MWh) de electricidad producida, dependiendo de los acuerdos contractuales.
Según argumentó, este costo se vería más que compensado por la eliminación del riesgo de sobreprecio (de alrededor de 10 dólares/MWh) que actualmente se incluye en el precio de la electricidad debido a la incertidumbre en el suministro, lo que, en última instancia, presionaría a la baja los precios de la electricidad para los consumidores.
Mike Fuge, director ejecutivo de Contact Energy, declaró a Newstalk ZB que la certeza de tener acceso al gas presionaría a la baja los precios, y coincidió en esta perspectiva.
Sin embargo, Fuge enfatizó que el proyecto realmente necesita un apoyo político bipartidista. Chris Hipkins, líder del Partido Laborista, se mostró contrario a la terminal, pero no reveló la política energética que su partido presentaría en las elecciones. Tampoco descartó revocar el acuerdo que el Gobierno espera alcanzar a mediados de año para la construcción de la terminal, en caso de ganar las elecciones.
Hipkins también criticó al Gobierno por financiar la terminal “gravando” a los consumidores. Watts, por su parte, aseguró que la Autoridad de Electricidad supervisará los precios para garantizar que los ahorros derivados de la eliminación del riesgo en el sector se trasladen efectivamente a los consumidores.
Fuge consideró que el costo de establecer la terminal debería distribuirse más ampliamente, incluyendo a todos los usuarios de gas, en lugar de recaer únicamente en el sector eléctrico.
En mayo, Frontier Economics advirtió al Gobierno que “no tendría sentido económico desarrollar una terminal de importación de GNL para cubrir únicamente el riesgo de años secos, ya que los altos costos fijos se distribuirían sobre una cantidad relativamente pequeña de producción”. La empresa añadió que “si se contempla una terminal de GNL como último recurso para proporcionar un sistema energético seguro a Nueva Zelanda, esto debería considerarse como parte de una estrategia de suministro de gas más amplia”.
Malcom Johns, director ejecutivo de Genesis, informó al Herald que Genesis ha estado “evaluando activamente” el potencial papel del GNL como parte de su estrategia de combustible más amplia durante más de dos años. “Cualquier participación de Genesis se basará en criterios comerciales y un claro enfoque en la gestión de los costos de la energía para los neozelandeses”, afirmó Johns.
Johns añadió que el GNL “podría complementar nuestra generación flexible y nuestra cartera de gas existentes, especialmente a medida que el mercado desarrolla productos futuros de seguridad energética y acuerdos de firmeza”.
Sin embargo, el Comisionado Parlamentario para el Medio Ambiente, Simon Upton, teme que las empresas eléctricas comiencen a depender del GNL. “Si la justificación para el uso del GNL es proporcionar un seguro contra el riesgo de años secos, es importante que su uso se limite a abordar ese problema y solo durante el tiempo necesario para desarrollar una solución más duradera”, declaró al Herald.
“Si la disponibilidad de GNL se utiliza para el ajuste térmico a la demanda máxima o para el uso industrial del gas, corremos el riesgo de entrar en un nuevo camino de dependencia de los combustibles fósiles”, advirtió Upton, quien anteriormente fue ministro del Partido Nacional.
Upton señaló que depender del GNL sería costoso y perjudicial para el medio ambiente. “Desde la perspectiva de las emisiones, no está claro que el GNL sea mejor que el carbón si se considera todo el ciclo de vida, incluida la licuefacción y el transporte”, explicó.
Upton también planteó sus preocupaciones en una carta que envió a Watts en noviembre, en la que le instó a considerar que “las condiciones actuales del mercado eléctrico probablemente no sean representativas del futuro”.
“Por un lado, gran parte de la incertidumbre que ha obstaculizado la inversión en nueva generación (por ejemplo, el posible cierre de Tiwai) se ha resuelto. Por otro lado, la realidad de los precios internos del gas ha llevado a los participantes del mercado a asegurarse (a través de la propuesta de la reserva estratégica de Huntly, una propuesta con la que el GNL podría competir) y a buscar alternativas (por ejemplo, la fabricación de pellets de madera y la nueva generación diésel). El crecimiento actual en la oferta de energías renovables es prometedor; si supera el crecimiento de la demanda de energía, la escala necesaria de cualquier solución para años secos se reducirá”.
Jenée Tibshraeny es la editora de negocios del Herald en Wellington, con base en la Galería de Prensa Parlamentaria. Se especializa en la formulación de políticas gubernamentales y del Banco de la Reserva, economía y banca.
Después de una serie de retrasos que superaron el año, Santos ha anunciado que el primer gas de su proyecto Barossa, valorado en 5.600 millones de dólares, será enviado desde Darwin con destino a la terminal de Sakai en Japón.
La compañía anunció hoy en su informe trimestral que el primer envío de gas natural licuado (GNL) de su proyecto de petróleo y gas en el mar de Timor ha llegado a la planta de GNL de Darwin.
La instalación fue noticia nacional el año pasado cuando la ABC reveló que el tanque de almacenamiento había estado sufriendo fugas durante dos décadas.
El proyecto Barossa, considerado ampliamente crucial para el futuro de la economía del Territorio del Norte, originalmente debía comenzar en la primera mitad de 2025, pero enfrentó importantes contratiempos.
En particular, Santos se vio obligada a pausar los trabajos de construcción del oleoducto durante varios meses en 2023 después de que un grupo de ancianos de las Islas Tiwi iniciara acciones legales por sitios sagrados.
El analista energético Saul Kavonic señaló que Santos enfrentaba otros problemas en la puesta en marcha del proyecto, pero que el anuncio de hoy sería un «suspiro de alivio» para los inversores.
«Lo que quieren ver es que Santos ponga esto en marcha y genere flujo de caja para los accionistas lo más rápida y seguramente posible», afirmó.
Kavonic también indicó que Santos debe demostrar que puede aumentar la producción y mantenerla a plena capacidad.
«Santos proporcionó… una indicación de los niveles de producción a partir de 2027, lo que en realidad fue una rebaja con respecto a lo que esperaban los inversores, en parte debido a los retrasos en Barossa», añadió.
Santos también anunció hoy que su proyecto de Alaska, Pikka, que tuvo un costo adicional de 200 millones de dólares, está en camino de producir los primeros lotes de petróleo en el primer trimestre de 2026 y luego aumentará a plena producción a mediados de año.
Sin embargo, Kavonic predijo que el flujo de caja real generado por ambos proyectos «probablemente decepcione al mercado».
«Los inversores han estado esperando pacientemente, pero con una creciente frustración», dijo.
Santos says revenue is up nine per cent on the prior quarter. (ABC News: Che Chorley)
Kavonic también señaló que aún existen varias preocupaciones sin resolver sobre la gobernanza de Santos tras la repentina salida de la directora financiera, Sherry Duhe, el pasado octubre.
Santos anunció unos ingresos por ventas de 1.200 millones de dólares para el cuarto trimestre de 2025, un aumento del nueve por ciento con respecto al trimestre anterior, con unos ingresos por ventas anuales totales de más de 4.900 millones de dólares.
Santos declinó conceder una entrevista a la ABC y no respondió a una solicitud de comentarios.
A pesar de un defecto de diseño que provocó que el tanque de almacenamiento de GNL de Darwin sufriera fugas de metano durante las últimas dos décadas, las aprobaciones regulatorias permitieron a Santos utilizar la infraestructura para almacenar gas Barossa hasta 2050, sin requisitos para su reparación.
The LNG tank is about 7 kilometres from Darwin. (ABC News: Pete Garnish)
Kirsty Howey, directora del Environment Centre NT, dijo que la falta de remediación de la fuga por parte de la empresa plantea serias interrogantes.
«Continuar procesando gas a través de una instalación con fugas amenaza el clima de Australia y la salud y seguridad de la población de Darwin», afirmó.
El analista independiente de finanzas energéticas Bruce Robertson dijo que la fuga debería haberse solucionado antes de la primera entrega de gas.
Añadió que esto podría generar más costos para Santos.
«Las fugas de gas son, por su propia naturaleza, peligrosas.
«Barossa es el proyecto de GNL con mayores emisiones de Australia por un amplio margen.
«Según el mecanismo de salvaguardia, asumo que Santos tendría que incluir esas emisiones [con fugas] de la planta, y eso significaría que Santos tendría que pagar más para compensar sus emisiones».
Japón, tradicionalmente un líder en la diversificación del gas natural licuado (GNL), parece estar abandonando sus principios. Tras medio siglo de distribuir el riesgo entre prácticamente todos los productores con capacidad de licuefacción, Tokio se orienta hacia una estrategia más concentrada: una cartera de suministro cada vez más anclada en Estados Unidos y referenciada al índice Henry Hub.
Durante décadas, Japón fue el principal importador mundial de GNL y un firme defensor de la pluralidad en el sector. Su estrategia, forjada tras los shocks petroleros de la década de 1970, era sencilla: no depender excesivamente de ningún exportador en particular. Japón construyó una red de acuerdos bilaterales que abarcaban desde Brunéi e Indonesia hasta Qatar, Australia y Nigeria. El año pasado, buques procedentes de 20 países atracaron en sus terminales. La diversidad no era solo una medida prudente, sino la lógica operativa de la seguridad energética japonesa.
Esta amplitud otorgaba a Tokio poder de negociación. Cuando buscaba aliviar cláusulas de destino inflexibles, especialmente de los productores de Oriente Medio, permitía que los contratos a largo plazo expiraran silenciosamente y trasladaba la inversión a otros lugares. Incluso en momentos de graves interrupciones, como los confinamientos por Covid-19, la congestión del Canal de Panamá o las sanciones contra Rusia, la cadena de suministro de GNL de Japón se mantuvo notablemente sólida. China, que ahora supera a Japón como el mayor comprador de GNL del mundo, ha adoptado conscientemente tácticas similares.
Un país que construyó su seguridad sobre la pluralidad de proveedores se está inclinando hacia una excesiva dependencia de un único productor.
Sin embargo, la cartera de Japón se está reduciendo. En los últimos 12 meses, las empresas de servicios públicos japonesas han firmado al menos 8,5 millones de toneladas métricas anuales (mt/año) de nuevos contratos a largo plazo con vendedores estadounidenses. JERA, el mayor comprador del país, ha asumido 5,5 mt/año de ese volumen y tiene como objetivo aumentar sus compras a Estados Unidos a 10 mt/año para principios de la década de 2030.
Es probable que se produzcan más volúmenes estadounidenses. Bajo el enfoque explícitamente transaccional de la administración Trump, Japón ha sido alentado a comprometer capital y compras a proyectos estadounidenses, incluido el desarrollo de Alaska LNG, que ha sufrido retrasos. Las empresas japonesas ya han emitido cartas de intención para aproximadamente 2 mt/año procedentes de Alaska; una vez que el proyecto alcance la decisión final de inversión (FID), la participación de Japón probablemente se profundizará.
Suponiendo que las importaciones de Japón se mantengan cercanas a los niveles actuales, Estados Unidos podría convertirse en su mayor proveedor de GNL en un plazo de cinco o seis años. La cuota de Estados Unidos saltaría del 5% a principios de la década al más de un cuarto para 2030.
Japón ya ha experimentado una concentración de proveedores anteriormente. Tras el desastre de Fukushima en 2011, la producción nuclear colapsó y la demanda de GNL se disparó. Australia intervino. En 2023, casi el 40% del GNL de Japón procedía de proyectos australianos, una dependencia tolerada en parte porque el tiempo de envío es corto (menos de dos semanas), Canberra es un aliado y Japón opera una de las mayores plantas de licuefacción.
Pero el clima político australiano está cambiando. En 2022, el gobierno acordó con los exportadores desviar el gas de la costa este al mercado interno para abordar las escasez. Persisten los debates sobre los límites de precios, las reglas de reserva y las posibles restricciones a las exportaciones. Los costos de los nuevos proyectos de GNL han aumentado, impulsados por los requisitos obligatorios de captura de carbono. Y, políticamente, Canberra está señalando una transición gradual lejos de la dependencia de los ingresos por la exportación de combustibles fósiles hacia horizontes más verdes. Para los compradores con horizontes de 20 a 25 años, estas incertidumbres son importantes.
Japón había esperado reemplazar la flexibilidad decreciente de Australia con la producción de la costa oeste de Canadá, la cuenca de Rovuma en Mozambique, las áreas árticas de Rusia o la expansión de plantas en Papúa Nueva Guinea. No todos estos proyectos han avanzado según lo previsto. Estados Unidos, con su abundante suministro de esquisto, está ansioso por promocionarse como la única alternativa escalable.
Sin embargo, el GNL estadounidense conlleva un tipo diferente de exposición. La mayoría de los contratos de venta a largo plazo de Estados Unidos están indexados a Henry Hub, el punto de referencia para el gas natural estadounidense. Ese precio refleja los patrones climáticos de Estados Unidos, los niveles de almacenamiento, los cuellos de botella en los gasoductos y la producción de cuencas de esquisto como Permian y Haynesville. A medida que Japón traslada más de su suministro a contratos vinculados a Estados Unidos, sus costos de GNL dependen cada vez más de los fundamentos estadounidenses en lugar de los precios indexados al petróleo vinculados a Brent.
La mecánica es específica. Los precios de Henry Hub aumentan cuando los inviernos fríos reducen el almacenamiento, cuando los gasoductos de la Costa del Golfo sufren interrupciones o cuando la perforación de esquisto se ralentiza. Disminuyen cuando el gas asociado a la producción de petróleo inunda el sistema o cuando los inviernos suaves mantienen el almacenamiento inflado. Para los compradores japoneses, esto significa que la diferencia entre los precios de Henry Hub y los precios al contado del GNL a nivel mundial, ya volátil, se convierte en una variable central de presupuesto.
Otro factor emergente es el auge de los centros de datos en Estados Unidos. Las cargas de computación impulsadas por la IA están impulsando a las empresas de servicios públicos a asegurar más capacidad despachable. Hasta que las opciones de almacenamiento o nuclear se amplíen, eso significa más generación de gas. Se proyecta que la demanda de gas del sector energético estadounidense aumentará constantemente esta década. Incluso Idemitsu, una refinería japonesa, ha invertido recientemente en un desarrollador de centros de datos estadounidense, Overwatch Capital, y planea suministrar gas natural a sus instalaciones. A medida que aumenta la demanda de electricidad, Henry Hub podría endurecerse incluso cuando los mercados mundiales de GNL estén bien abastecidos. Japón sentiría ese cambio.
Luego está la geografía. El GNL de la Costa del Golfo viaja el doble de distancia a Japón que los cargamentos australianos, lo que aumenta la exposición a los retrasos en el Canal de Panamá, los huracanes en el Golfo e incluso los puntos de estrangulamiento del Océano Índico. Japón, con un almacenamiento estratégico de gas mínimo, tiene poco margen de maniobra si los envíos se retrasan.
Visto de forma optimista, el giro hacia los volúmenes estadounidenses podría ser el «Plan Z» de Japón, la última etapa de su era de GNL antes de una esperada transición a energías renovables, hidrógeno y posiblemente fusión. Una cobertura pragmática para asegurar el suministro mientras se construye el próximo sistema energético.
La interpretación menos generosa es que Japón está revirtiendo sus propios principios ganados con esfuerzo. Un país que construyó su seguridad sobre la pluralidad de proveedores se está deslizando hacia una excesiva dependencia de un único productor cuyos asuntos políticos internos, infraestructura y ambiciones tecnológicas influirán cada vez más en los costos de la energía japonesa. Las consecuencias a largo plazo irán mucho más allá de los precios de las materias primas.
Yuriy Humber es el editor jefe de Japan NRG. Este artículo se toma de nuestro informe Outlook 2026. Para leer Outlook 2026 en su totalidad, haga clic aquí.
El gobierno de Australia se prepara para imponer mandatos a los productores de gas natural licuado (GNL) del país, obligándolos a reservar un porcentaje de su producción para el mercado interno con el fin de evitar posibles escaseces, a pesar de la oposición de la industria.
Según informes de Reuters, el plan contempla establecer un umbral mínimo entre el 15% y el 25% de la producción. Estas restricciones entrarían en vigor a partir de 2027, basándose en el Mecanismo de Seguridad del Gas Doméstico Australiano, aprobado inicialmente en 2017, que otorga al gobierno la facultad de limitar las exportaciones de GNL para garantizar el suministro interno.
A principios de año, los estados del sur de Australia, que dependen en gran medida del gas producido en el este del país, instaron al gobierno a tomar medidas para obligar a los productores a reservar una cantidad específica de este recurso energético para el mercado nacional. Las grandes empresas petroleras respondieron rápidamente con advertencias sobre el posible desincentivo a la inversión en la industria del gas australiana, lo cual se considera crucial para aumentar el suministro futuro.
Sin embargo, la costa este de Australia también es vulnerable a la escasez de suministro. A principios de este año, el regulador de la competencia del país advirtió que el mercado podría entrar en déficit a finales de año. Si bien la escasez se ha evitado por el momento, la intensificación de las restricciones a las exportaciones de GNL sugiere que la situación sigue siendo tensa.
“Un gas australiano más asequible para los usuarios australianos apoyará nuestra economía y nuestra transición, al tiempo que seguiremos siendo un socio energético fiable para nuestra región”, declaró hoy el ministro de cambio climático, Chris Bowen, en relación con la propuesta de obligar a acumular reservas de gas para el mercado interno. Bowen añadió que las restricciones solo afectarían a los nuevos contratos de exportación de GNL y no a los compromisos existentes con clientes extranjeros. Australia es el tercer mayor exportador mundial de gas natural licuado. No obstante, los productores han comenzado a reducir las inversiones en la expansión de la producción, lo que podría ser una respuesta a los mandatos gubernamentales.
Por Irina Slav para Oilprice.com
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