Gas : los nuevos centros de extracción de África

febrero 2023

Association Climate Chance (Climate Chance)

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El Global Energy Monitor’s (GEM) Global Oil and Gas Extraction Tracker (GOGET) recoge datos sobre 421 proyectos de extracción, 79 de los cuales se encuentran en fase de preproducción. Nigeria, Egipto, Libia y Argelia son tradicionalmente los países con más reservas probadas de gas y centros de producción. Sin embargo, los datos de GOGET muestran que el 84% de las nuevas reservas en fase de preproducción se encuentran en países recién llegados al mercado africano del gas: Mozambique, Senegal, Tanzania, Mauritania, Sudáfrica, Etiopía y Marruecos. Estas nuevas reservas ascienden a más de 5.137,5 millardos de metros cúbicos (bcm), lo que generaría unos 11.900 millones de toneladas de emisiones de CO2. El impacto potencial sobre las comunidades locales y los ecosistemas también está alimentando la oposición a la producción en estos yacimientos. A corto plazo, estos países deberían estimular el desarrollo de las actividades gasísticas, ya que « Mozambique, Mauritania, Tanzania, Sudáfrica y Etiopía representarán más de la mitad de la producción de gas de África en 2038 ». Si se sancionan todos estos nuevos proyectos de desarrollo de yacimientos de gas, la producción africana de gas aumentaría en un tercio de aquí a 2030. El desarrollo de las infraestructuras de extracción y exportación de gas requeriría una inversión de 329.000 millones de dólares. Sin embargo, como la gran mayoría de estos yacimientos de gas están destinados a la exportación, tendrán poco efecto en la baja tasa de electrificación del continente. Mientras tanto, la combinación energética de África estará expuesta a la volatilidad de los mercados del gas. La inversión africana en el desarrollo de infraestructuras de extracción en yacimientos vírgenes tendrá sin duda graves consecuencias para la salud y el medio ambiente de las poblaciones locales. Es probable que el cambio climático empeore, mientras que la capacidad de África para invertir en su propia transición energética y en la electrificación de sus comunidades será menor. Este resumen presenta a los actores emergentes del mercado africano del gas, los principales yacimientos propuestos para su desarrollo y la estructura de costes y propiedad de los proyectos. Concluye mostrando que, debido al destino a la exportación de estos yacimientos de gas, África obtendrá beneficios muy limitados a la hora de proporcionar acceso a una energía limpia, asequible y fiable para todos.

Nuevos participantes en el mercado y tendencias emergentes

Históricamente, Argelia, Nigeria, Libia y Egipto han concentrado la mayor parte de las reservas y la producción de gas de África. Según la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA), estos cuatro países concentrarán el 78% de las reservas de gas de África en 2021. Entre 1970 y 2021, representarán el 92% de la producción de gas de África. El descubrimiento de nuevos yacimientos de gas en el océano Índico, frente a las costas de Mozambique y Tanzania, y en el océano Atlántico, cerca de la frontera entre Senegal y Mauritania, ha permitido la entrada de nuevos actores en el mercado gasista africano. En un informe, la Cámara Africana de la Energía califica a Etiopía, Mauritania, Mozambique, Senegal, Sudáfrica y Tanzania de « próximos centros neurálgicos del gas natural ». Según datos de Rystad Energy, Mozambique está llamado a convertirse en el segundo mayor productor de gas de África, con un 18% del gas del continente entre 2020 y 2050. Por su parte, Oil Change International estima que Argelia, Egipto, Libia y Nigeria seguirán dominando la producción de gas a corto plazo, pero que Mozambique y otros nuevos competidores representarán más del 50% de la producción africana de gas en 2038. Entre los nuevos participantes en el mercado, Mozambique tiene la tasa de electrificación más baja: sólo el 30% de su población tiene acceso a la electricidad. La situación es similar en Tanzania, Mauritania y Etiopía, donde los niveles de electrificación son del 40%, 47% y 51% respectivamente. En comparación con otros nuevos competidores del mercado, Senegal y Sudáfrica tienen unos niveles de electrificación relativamente altos: el 70% y el 84% de sus respectivas poblaciones tienen acceso a la electricidad. A pesar de los bajos niveles de electrificación y de los retos que plantea el suministro de electricidad asequible y fiable, las necesidades del sector energético se descuidan a nivel nacional. La mayor parte del gas procedente de estos nuevos proyectos no se destina al consumo nacional, ya que muchos lugares de extracción de gas de preproducción están asociados a terminales de exportación de GNL. Para 2022-2025, se espera que Argelia y Nigeria concentren la mayor parte de los volúmenes de gas exportados. Guinea Ecuatorial, Egipto, Mozambique, Senegal y Mauritania se repartirán el resto.

Interés extranjero por el gas africano

Todas estas nuevas exploraciones se explican en gran medida por los esfuerzos de la Unión Europea por encontrar fuentes de gas fuera de Rusia. En 2021, el 90% del consumo de gas de la UE procederá de importaciones, la mitad de ellas de Rusia. África, y en particular Argelia con un 12,6%, representa una quinta parte de las importaciones de gas de la UE. Desde la invasión rusa de Ucrania, la UE se esfuerza por lograr la independencia del gas ruso para 2030. Sin embargo, nadie sabe cuánto tiempo más le interesará a la UE el gas africano. Por tanto, los nuevos operadores del mercado podrían verse endeudados por activos difícilmente utilizables a nivel nacional sin una inversión masiva en desarrollo de infraestructuras. Más del 97% de las nuevas infraestructuras de GNL previstas en África están destinadas a la exportación, principalmente a Europa y Asia. Según Amos Wemanya, analista principal de Power Shift Africa, « de Mauritania a Mozambique, la adicción de Europa a los combustibles fósiles está impulsando en gran medida los nuevos proyectos de GNL ». No obstante, de acuerdo con la legislación climática comunitaria, la UE en su conjunto debe reducir para 2030 la demanda de gas en un 35% respecto a los niveles de 2019. Además, « REPowerEU », el plan propuesto por la Comisión Europea en mayo de 2022, si se aplica en su totalidad, también supondría una reducción del 52% de la demanda de gas de la UE para 2030 en comparación con 2019. El interés actual de Europa por el gas africano es claramente el resultado de una crisis de suministro a corto y medio plazo, mientras que los proyectos de desarrollo africanos no generarán volúmenes significativos hasta finales de la década de 2020. Por tanto, la posibilidad de que este gas no encuentre comprador es muy real. Además, el crecimiento previsto del GNL asiático aún no se ha materializado, ya que los países que en su día se vieron amenazados con la exclusión del mercado del GNL a causa de los precios están considerando reposicionarse a la luz de la actual tendencia a la baja.

Proyectos clave de los nuevos competidores del mercado

A corto plazo, se espera que varios proyectos clave impulsen los volúmenes de producción en el mercado africano del gas. Coral South, el primer proyecto flotante de gas natural licuado (FLNG) en Mozambique, entró en servicio en 2022. Tras recibir la decisión final de inversión, el segundo proyecto, Golfinho-Atum, también en Mozambique, entró en fase de construcción. Otros proyectos de extracción de gas en fase de preproducción son Grand Tortue Ahmeyim, Zafarani y Mamba, situados en Mauritania, Senegal y Mozambique, respectivamente. Estos proyectos tendrán un impacto significativo en las comunidades locales y en la biodiversidad.

Estimación de la inversión necesaria para las infraestructuras de extracción de gas previstas

Según datos de Rystad Ucube, las inversiones en nuevas instalaciones situarían a los nuevos operadores del mercado africano del gas al mismo nivel que los tradicionales en cuanto a gastos de capital para la producción de petróleo y gas. Se prevé que la inversión en proyectos totalmente nuevos se intensifique en la segunda mitad de la década, momento en el que se tomará la decisión de invertir en muchos de ellos. Según los datos del GEM, el gasto total de capital en terminales de GNL en desarrollo ascendería a 103.000 millones de dólares, de los cuales el 92% financiaría terminales de exportación de GNL. Los cinco países africanos que más terminales de exportación están desarrollando son Tanzania, Mozambique, Nigeria, Mauritania y Senegal. A excepción de Nigeria, todos estos países se encuentran entre los nuevos participantes en el mercado que ahora impulsan la extracción de gas en África.

Tendencias en la propiedad de los yacimientos de gas en desarrollo

Los datos del GEM muestran que la mayoría de las reservas de los nuevos yacimientos de gas de África son propiedad de empresas con sede en Europa. Las empresas estatales argelina y mozambiqueña Sonatrach y Empresa Nacional de Hidrocarbonetos (ENH) son las únicas empresas africanas que figuran entre las 10 primeras propietarias de reservas en los nuevos yacimientos de gas africanos. Si combinamos las participaciones de las empresas asiáticas, norteamericanas y europeas, éstas representan más de la mitad del volumen de reservas en nuevos yacimientos de gas en manos de las diez primeras empresas que operan en África. Las empresas británica y francesa BP y TotalEnergies son las mayores operadoras de nuevas reservas de gas en África. En 2021, el 25% de la producción de hidrocarburos de TotalEnergies procederá de África. Dado el predominio de las multinacionales, la mayor parte de los beneficios de estos proyectos no beneficiarán al continente africano.

Conclusión

Argelia, Nigeria, Libia y Egipto seguirán siendo los principales actores de la producción africana de gas, pero es inevitable que aumente la cuota de nuevos participantes en el mercado. Sin embargo, muchos yacimientos de gas en desarrollo no ocultan sus vínculos con terminales de exportación de GNL nuevas o ya existentes. Se espera que gran parte del gas de los nuevos proyectos salga de África, seguramente con destino a Europa o Asia. La inversión en terminales de exportación de GNL sigue siendo una prioridad en los países africanos, a pesar de la demanda interna insatisfecha y el acceso limitado a la electricidad. Tanto la creciente demanda interna para satisfacer las necesidades energéticas de África, como la erosión gradual de la ventana de oportunidad para explotar los mercados europeo y asiático, ponen en duda el éxito y la sostenibilidad a largo plazo de los planes de los nuevos competidores del mercado.

Metodología

Global Energy Monitor (GEM) es una organización de investigación sin ánimo de lucro dedicada a proporcionar información sobre proyectos energéticos en todo el mundo. En 2022, Global Energy Monitor lanzó su Africa Gas Tracket (AGT). Se trata de una base de datos en línea que identifica y cartografía los principales gasoductos, centrales eléctricas de gas (de al menos 50 MW), terminales de GNL y yacimientos de extracción de gas. Tras su última actualización, el rastreador incluye 64 GW de centrales de gas en desarrollo, 75 mtpa de capacidad de terminales de GNL en desarrollo, 22.600 km de gasoductos en desarrollo y 60 zonas de extracción de gas en fase de preproducción. La AGT utiliza páginas wiki a pie de página para documentar cada gasoducto, planta de gas, terminal de GNL y zona de extracción. Se actualiza dos veces al año.

GOGET es un conjunto de datos mundiales sobre los recursos de petróleo y gas y su desarrollo. Incluye información sobre las unidades descubiertas, en desarrollo o en explotación en todo el mundo, enumerando tanto los activos tradicionales como los no tradicionales. El conjunto de datos rastrea el estado, la propiedad, la producción y las reservas de cada unidad, siempre que estén disponibles. GEM calcula la inversión en terminales de GNL en desarrollo sumando los gastos de capital de cada proyecto dentro de una región. Cuando no se dispone de datos de los informes de costes de los proyectos a través de la investigación secundaria, GEM elabora sus propias estimaciones de costes basándose en medias mundiales y regionales. Los costes de las terminales norteafricanas y subsaharianas se estiman por separado cuando existen datos suficientes para confirmar la media regional. De lo contrario, las estimaciones de costes se deducen de las medias mundiales. Para las terminales de importación de GNL, los costes se estiman en 269,7 millones de dólares por mtpa para la infraestructura terrestre y 134,7 millones de dólares por mtpa para las unidades flotantes. Para las terminales de exportación, los costes se estiman en 544,8 millones de dólares (para el norte de África) y 623,6 millones de dólares (para el África subsahariana) para la infraestructura en tierra, y 567,5 millones de dólares por mtpa para las unidades flotantes. Las emisiones se calcularon utilizando la herramienta Oil Climate Index Plus Gas (OCI+) para un barril de crudo del yacimiento egipcio de Zohr: 394 kg CO2e/boe, utilizando un GWP de 100 años para el metano. A continuación, los valores de intensidad de las emisiones de OCI+ se multiplicaron por los valores estimados de las reservas del yacimiento, basados en los datos de GOGET. Para más información, consulte la página de inicio del rastreador y el resumen metodológico. Visite la página de descarga de datos para obtener los datos primarios de AGT.

Referencias

Para ir más allá