Fuente: El Economista
En un contexto marcado por la incertidumbre energética, el gas natural se posiciona como la solución más escalable y con mayor capacidad de respuesta para satisfacer las crecientes necesidades energéticas y estabilizar las redes. Así lo pone de manifiesto el informe ‘Global Gas Report 2025’, publicado por la Unión Internacional del Gas (IGU) y Snam.
El documento señala que la demanda mundial de gas natural aumentó en 78 bcm en 2024 (+1,9%), alcanzando los 4.122 bcm, impulsada principalmente por Asia y América del Norte. La generación eléctrica siguió siendo el principal sector de uso final del gas, representando un tercio de la demanda con un incremento de 39 bcm (+2,8%), impulsado por intensas olas de calor veraniegas, junto a una mayor demanda en el transporte y la industria.
En el primer semestre de 2025, el crecimiento de la demanda se concentró en Europa (+6,1%) y Norteamérica (+1,5%), debido a un clima más frío que impulsó la demanda residencial y comercial, y a una menor generación renovable que favoreció el uso del gas para generación eléctrica en el Continente. Se espera que la demanda continúe creciendo en 2025, con un aumento previsto de 71 bcm (+1,7%).
Por su parte, la oferta mundial de gas natural también creció en 2024, aumentando en 65 bcm (+ 1,6%) hasta alcanzar los 4.090 bcm, impulsada por el crecimiento en Oriente Medio y la recuperación en Rusia, mientras que la producción en EEUU se mantuvo estable debido a los bajos precios derivados de altos niveles de almacenamiento e inviernos suaves que provocaron cierres y retrasos en la perforación.
La capacidad de licuefacción también creció -aunque modestamente- en torno a 9 bcm en 2024. Aunque algunos proyectos sufrieron retrasos, la aparición de nuevos exportadores, como México y Congo, refleja la importancia del GNL en el panorama energético mundial, según refleja el informe. En el primer semestre de 2025, se produjeron nuevas incorporaciones procedentes de los proyectos de GNL Greater Tortue Ahmeyim (GTA) y LNG Canada. A este respecto, se prevé una mayor expansión a medida que los también proyectos de gas licuado Plaquemines LNG y Corpus Christi en EEUU continúan su puesta en marcha. Apoyando este impulso en el desarrollo de infraestructura de GNL, se entregaron 64 nuevos buques metaneros en 2024 y otros 337 estaban en construcción a finales del año pasado.
Asimismo, el comercio de gas licuado también se expandió en 2024, por undécimo año consecutivo, aumentando hasta los 555 bcm con Europa y Asia representando más de la mitad de las importaciones. En el primer semestre de 2025 siguió creciendo, liderado por una recuperación en Europa donde las importaciones aumentaron en 16 bcm (+23,6%) respecto al primer semestre del año anterior, para satisfacer la demanda regional y las necesidades de inyección de almacenamiento.
Dicho crecimiento compensó la caída de las importaciones de compradores asiáticos más sensibles al precio, particularmente China, donde las importaciones de GNL disminuyeron un 19,4% en comparación con el primer semestre de 2024, mientras que el suministro interno y las importaciones por gasoducto se mantuvieron sólidas.
Necesidad de más inversiones
Las tendencias recientes indican que la demanda energética a nivel mundial seguirá aumentando en la próxima década, especialmente hasta 2030. Concretamente, se prevé un fuerte incremento del consumo eléctrico en China e India, posicionando a Asia como el principal motor de la demanda energética, con el apoyo de América del Norte.
Sin embargo, las incertidumbres derivadas de cambios tecnológicos -crecimiento de los centros de datos en EEUU que podría representar el 1,7% del consumo eléctrico global en 2025-, climáticos -aumento de la demanda de refrigeración fruto de las olas de calor especialmente en los países de Asia-Pacífico- y geopolíticos -aranceles a la importación impuestos por Trump-, exigirán una planificación energética más realista y flexible, con el foco puesto en un aumento de las inversiones en suministro de gas, infraestructuras y almacenamiento para mitigar el riesgo de escasez energética, señala el informe. Sin embargo, a pesar de los 270 bcm de capacidad de licuefacción prevista para entrar en operación antes de 2030, los riesgos de retrasos en la próxima ola de proyectos de gas licuado, agravan el riesgo de escasez de suministro.
El papel equilibrador del gas
El informe de la IGU afirma que el gas natural desempeña un papel cada vez más crítico en la estabilización de los sistemas eléctricos futuros ante la creciente penetración de energías renovables variables, caracterizadas por su intermitencia temporal y estacional, interrupciones por eventos climáticos extremos y problemas de congestión en la red. De hecho, se prevé que la demanda eléctrica se duplique para 2050, alcanzando aproximadamente los 56.000 TWh, con las renovables representando la mayor parte de la capacidad instalada.
Además, episodios recientes de “dunkelflaute” -fenómeno meteorológico caracterizado por periodos prolongados de poco viento y escasa o nula luz solar que provoca un descenso significativo de la generación de energía eólica y solar- en todo el mundo, han obligado a recurrir al gas natural y al carbón para compensar la baja generación en mercados con alta penetración de renovables.
Estas condiciones han provocado, históricamente, picos de precios como el ocurrido en Australia el 30 de julio de 2024, cuando una producción eólica muy baja durante una alta demanda llevó a que los precios mayoristas de electricidad en intervalos de 30 minutos superaran los 5.000 dólares/MWh en nueve ocasiones en todas las zonas del Mercado Nacional de Energía.
A este respecto, el informe señala que, para integrar el gas natural en los sistemas eléctricos, son necesarias inversiones estratégicas en toda la cadena de valor: desde nuevos suministros upstream hasta infraestructura midstream y capacidad de generación. A medida que el gas natural pasa de ser una fuente de carga base a respaldo flexible -añade el documento-, se requieren reformas de mercado que respalden la viabilidad de los proyectos de generación flexible con gas.
Biometano, hidrógeno verde y CCUS
La industria global del gas se está implicando cada vez más en el desafío de la descarbonización, apostando por tecnologías bajas en carbono. Es el caso del biometano, cuya producción global ha aumentado siete veces en la última década, alcanzando los 9,6 bcm en 2024, impulsada por incentivos del lado de la oferta como primas y tarifas de inyección a red que han reducido los riesgos de inversión para operadores e inversores. De cara al futuro, se proyecta que la producción global de biometano crezca un 14% anual hasta 2040.
También se está impulsando la Captura, Uso y Almacenamiento de Carbono (CCUS), con grandes proyectos que han alcanzado la Decisión Final de Inversión (FID) y han comenzado operaciones en 2025, a pesar de los retrasos derivados de la complejidad de los proyectos y los desafíos regulatorios. Se espera que la capacidad global de captura de CO2 sin riesgo aumente hasta 79 Mtpa en 2025 y podría multiplicarse por más de siete hasta alcanzar los 577 Mtpa en 2030.
El desarrollo del hidrógeno limpio también ha progresado en el último año, pero las reducciones de costes en producción han sido menores de lo esperado, principalmente debido a presiones inflacionarias. Paralelamente, la baja disposición a pagar por parte de los compradores ha desincentivado a desarrolladores e inversores a anunciar nuevos proyectos, lo que refleja un giro hacia una mayor cautela en el desarrollo del hidrógeno limpio. Esto pone de relieve la necesidad de un apoyo político más sólido para reforzar la confianza del mercado y acelerar las inversiones.