Otra ronda de gas argelino para Europa

Tema
Perspectivas del gas argelino en el mercado europeo.

Resumen
Se analiza la evolución reciente ETS de la producción y exportaciones de gas natural de Argelia, sus vectores de impulso, las barreras que afronta y las principales implicaciones para la Unión Europea.

Análisis[1]
El aumento de la producción y las exportaciones de gas natural de Argelia en los últimos años, el lanzamiento de nuevas rondas de licitación bajo una ley de hidrocarburos más atractiva y el aumento esperado de la demanda europea por su desacoplamiento del gas ruso han reavivado el interés de la Unión Europea (UE) por el gas argelino. Entre los analistas hay división de opiniones entre quienes apuntan a un auge y los que dudan que Argelia consiga aumentar sus exportaciones a la UE. Esta diferencia de pareceres lleva años planeando sobre Argelia, cuyas perspectivas de producción nunca han cumplido los optimistas pronósticos del gobierno, pero tampoco los alarmistas sobre un colapso inminente de la producción y las exportaciones.

La pasada década, el escenario central para el gas argelino era el de una continuidad deteriorada.[2] Entonces Argelia no supo aprovechar las oportunidades de las primeras interrupciones del suministro ruso para situarse como suministrador estratégico de la UE por su escaso dinamismo inversor y productor, además de por sus problemas internos. El contexto geopolítico de los mercados de gas europeos también ha cambiado sustancialmente tras perder la flexibilidad ofrecida por los gasoductos rusos y, tanto las importaciones de gas ruso por el Turkstream como por gas natural licuado (GNL), deben terminar en 2027; además, la política de dominio energético y rivalidad con Europa de la segunda Presidencia Trump aconseja preservar fuentes de diversificación del GNL estadounidense si la UE quiere mantener una mínima autonomía estratégica. La situación política interna argelina también es percibida como más estable y segura que durante la pasada década.

Estas nuevas circunstancias ofrecen otra ronda de oportunidades a Argelia y a la UE para aprovechar sus complementariedades. Con el objetivo de identificar y evaluar estas oportunidades, se analiza primero la evolución reciente de la producción y exportaciones del gas argelino. A continuación, se estudian sus perspectivas, diferenciando entre los vectores de impulso y las barreras que afronta, tanto a nivel doméstico como en la UE, incluyendo sus nuevas normativas ambientales. El análisis concluye que la UE debe mandar un mensaje claro de compromiso político que muestre sensibilidad a las demandas de Argelia, ofreciendo al país perspectivas de seguridad de demanda de gas como socio estratégico europeo, ayudándole a cumplir sus nuevas normas ambientales y a diseñar una senda creíble para transformar gradualmente su sector energético.

1. Evolución y tendencias

Entre 2020 y 2023 Argelia aumentó significativamente su producción de gas natural. Tanto la producción bruta como la comercializada (la bruta menos la reinyectada en yacimientos) aumentaron en unos 20 miles de millones de metros cúbicos (bcm), permitiendo el crecimiento de las exportaciones y del consumo interno (Figura 1). Aunque la tendencia reciente es positiva, ni la producción bruta ni las exportaciones de gas de Argelia han superado los máximos de la década pasada (Figuras 1 y 2) y el Banco Mundial prevé una leve caída de la producción en 2024.

Las exportaciones de gas natural pasaron de 39 bcm en 2020 a 49 bcm en 2024, aumentando por gasoducto de 25 a 35 bcm, pero manteniéndose las de GNL en los 14 bcm tras alcanzar en 2021 el máximo desde 2010 (18 bcm, Figura 2). En 2024, se registró un descenso de las exportaciones, especialmente agudo durante el verano por la menor demanda europea y el aumento de la demanda interna de climatización por las altas temperaturas.

Pese a las promesas argelinas de aumentar las exportaciones durante la crisis energética europea desencadenada por la invasión rusa de Ucrania, sus exportaciones de gas a la UE han mostrado un dinamismo limitado. Según Bruegel, habrían bajado de 37 bcm en 2021 a 32 bcm en 2024. Tras el cese de las exportaciones por el Gasoducto Magreb-Europa (GME) que transitaba por Marruecos se produjo una redirección de las exportaciones argelinas de España y Portugal hacia Italia por el gasoducto Transmed. En 2024, no obstante, las exportaciones argelinas a Italia cayeron hasta los 21 bcm, las más bajas en cuatro años a pesar del compromiso entre ambos países de impulsarlas.

Esta evolución resulta decepcionante considerando que incluye el gas exportado por Argelia a través de Italia a Eslovenia desde 2023 y a la República Checa desde octubre de 2024, pero se explica sobre todo por la baja demanda italiana. En 2024, los flujos por el Transmed alcanzaron su mínimo desde 2021, apenas 21 bcm para una capacidad de 33,5 bcm. El Medgaz, que une directamente Argelia con España y cuya capacidad anual se aumentó de ocho a 10,5 bcm en 2022, transportó en 2024 un récord de 9,4 bcm. Este flujo sigue por debajo los volúmenes típicos exportados por Argelia a España hasta 2021, cuando dejó de operar el GME.

Argelia es uno de los pioneros del GNL,[3] que exporta principalmente a Europa. Sus exportaciones de GNL rozaron los 17 bcm en 2023, el máximo desde 2010, pero bajaron un 14% en 2024 hasta 14,5 bcm, según MEES (Figura 2). En 2024, Turquía siguió siendo el principal cliente de GNL argelino, seguida por Francia, España e Italia. En cambio, la estrategia de Sonatrach de diversificar hacia los mercados asiáticos se ha visto frenada por los ataques huzí en el mar Rojo y en 2024 sólo exportó dos cargamentos. Durante la crisis energética europea, Sonatrach renovó sus contratos de suministro de GNL con la empresa turca BOTAS por tres años más, de 2024 a 2027, así como con la griega DEPA, las francesas Engie y TotalEnergies de forma indefinida. Los contratos de suministro a largo plazo comprometen más de 10 bcm y Sonatrach vende el resto en el mercado spot.

El gas de Argelia sigue desempeñando un papel estratégico para España. Las importaciones españolas de gas argelino casi supusieron el 60% del total a mediados de la década de 2010 para luego caer, especialmente tras el cierre del GME, hasta el 24% en 2022 (Figura 3). Ese año, Estados Unidos (EEUU) superó a Argelia como principal suministrador de gas de España, posición que recuperó en 2023 y 2024. Con los datos disponibles (hasta noviembre) para 2024, Argelia suministró el 39% de las importaciones españolas de gas, 31% por el Medgaz y 8% por GNL (Figura 4). El crecimiento de los volúmenes importados en 2023 y 2024 se produjo sobre todo por GNL, aunque el Medgaz funcionó en 2024 casi a su capacidad nominal y transportó volúmenes récord pese a que en septiembre de 2024 redujo su flujo por tareas de mantenimiento estándar programadas.

Un elemento crecientemente importante dada la nueva normativa de la UE sobre metano son las elevadas emisiones argelinas de este gas de efecto invernadero. Con datos del Methane Tracker del Banco Mundial, el país ocupaba en 2023 el puesto 19º entre los emisores mundiales de metano; y el 11º entre los emisores de metano relacionado con la energía, con casi el 80% de sus emisiones de metano procedentes del sector energético. Sobre el total de las emisiones del sector energético, el 70% se dieron en el del petróleo, sobre todo por venteo (venting) y quema (flaring) de grandes volúmenes de gas no aprovechado. El sector del gas representó casi el 25%, sobre todo por venteo; al igual que en el sector petrolero, las pérdidas por fugas en el del gas también son importantes.

2. Perspectivas de impulso

Las perspectivas argelinas de producción y exportación de gas presentan una tendencia mixta. Entre los vectores de impulso se encuentran: (a) la progresiva entrada en operación de proyectos en curso desde hace años y la explotación de recursos sin desarrollar; (b) las mejoras en el mega-campo de Hassi R’Mel; (c) el cierre de acuerdos bilaterales con compañías internacionales; (d) la nueva ronda de licencias upstream; (e) una ley de hidrocarburos más propicia; (f) el interés de Chevron y Exxon por explotar los grandes recursos no convencionales del país; (g) una capacidad ociosa de exportación a las puertas de una Europa que busca sustituir sus importaciones rusas de gas y diversificar las de EEUU, así como la percepción de que el país cuenta (h) con un contexto geopolítico relativamente favorable y (i) mayor estabilidad política que otros productores del norte de África.

1. La lenta entrada en operación de proyectos que acumulan retrasos desde hace años ha permitido aumentar la producción de gas y el Banco Mundial prevé aumentos moderados para 2025 y 2026 tras la leve caída de 2024. En 2023, Sonatrach anunció inversiones por 50.000 millones de dólares durante 2024-2028 en el sector de petróleo y gas del país, más del 70% en proyectos de exploración y producción. Wood Mackenzie prevé el pico de la producción comercializada para 2027, año a partir del cual empezaría a declinar. Los aumentos de producción proceden sobre todo de los proyectos del Suroeste, tanto los de la fase 1 como los de la fase 2, ambas muy retrasadas. Algunos proyectos de la fase 1 han resultado muy complejos técnicamente y su explotación, además de retrasarse, ha ajustado a la baja los volúmenes recuperables. Otra fuente de crecimiento de la producción es la explotación de recursos sin desarrollar, aunque Argelia cuenta ya con pocos yacimientos convencionales de gas sin explotar.
2. Las mejoras en Hassi R’Mel, el mayor campo y hub de gas del país (aproximadamente la mitad de su producción comercializada), han soportado la producción en los últimos años y seguirán siendo claves a corto y medio plazo. Además de las mejoras realizadas, Sonatrach planea nuevos trabajos de compresión para mantener estable la producción hasta 2030. Pese a tratarse de un yacimiento maduro cuyo declive presenta riesgos a la baja y sólo puede postergarse, Hassi R’Mel ya ha sorprendido en el pasado por su respuesta a las mejoras, por lo que sus perspectivas de producción pueden estar infravaloradas.
3. Los acuerdos bilaterales alcanzados con grandes compañías internacionales como Exxon, Chevron, Eni, Sinopec o TotalEnergies suponen otra fuente potencial de inversión. Su interés compensa la salida en los últimos años de BP, Shell, ConocoPhillips y Petronas, diversificando su upstream y aportando nuevas capacidades inversoras y técnicas.
4. La nueva ronda de licitaciones de exploración y producción fue lanzada en octubre de 2024 coincidiendo con la North Africa Energy and Hydrogen Exhibition and Conference (NAPEC) de Orán. Es la primera en un decenio desde la ronda de 2014, saldada con un sonoro fracaso tras adjudicar sólo cuatro de los 31 bloques ofrecidos por su escaso atractivo. Para algunos analistas, esta vez puede ser diferente. Aunque la geología del país no ha cambiado, las circunstancias regulatorias serían ahora más propicias. Los seis perímetros ofrecidos, salvo uno, se encuentran en cuencas de hidrocarburos conocidas propensas al gas natural y cerca de infraestructuras existentes, lo que facilita su desarrollo y transporte. En principio, se lanzarán cinco rondas, una cada año hasta 2028, y se espera que las siguientes se centren en nuevos proyectos de gas. Argelia espera obtener hasta 20 bcm anuales de estas licitaciones en los próximos cinco a 10 años.
5. El entorno regulatorio ha mejorado gracias a la ley de hidrocarburos 19-13 de 2019, que sustituye a la muy nacionalista ley de 2005 mejorando los términos fiscales. Según Wood Mackenzie, la participación del gobierno para un yacimiento de gas tipo habría bajado del 80% al 56-69%, mientras que las tasas internas de retorno ​​habrían aumentado del 5-10% al 19-23%. Estos nuevos términos han aumentado la competitividad de Argelia para atraer inversiones en el upstream, resultando más atractivas que las de Egipto y Libia.
6. La firma en 2024 de sendos MoUs entre Sonatrach y Chevron y ExxonMobil para evaluar y desarrollar los recursos no convencionales de gas mejora significativamente las perspectivas de producción argelinas. Chevron y ExxonMobil cuentan con sólidos balances y gran experiencia en gas no convencional, tanto en EEUU como en el yacimiento argentino de Vaca Muerta, donde ExxonMobil acaba de vender sus activos. Hay consenso en que la explotación de los recursos no convencionales es la única forma de compensar el declive de la producción convencional y mantener las exportaciones. Según la US EIA, Argelia cuenta con los terceros mayores recursos recuperables de gas no convencional, sólo por detrás de China y Argentina. A diferencia de la última ronda de licitación de 2014, cuando las autoridades no tenían claro qué hacer con sus mejores formaciones de gas de esquisto, la nueva ronda parece apostar por su explotación. Los términos de la ley 19-13 también la incentivan con menores regalías e impuestos. El gobierno está ahora alineado con la estrategia de Sonatrach, que ha desarrollado un plan para mitigar la oposición local registrada en el pasado. Hay consenso entre analistas y representantes del sector en que el gas no convencional es el vector que puede permitir a Argelia reposicionarse a largo plazo en exploración y producción; algunos también consideran que esta vez las compañías estadounidenses “van en serio”. Desde la perspectiva geoeconómica, incorporarlas al patrón de interdependencia energética entre la UE y Argelia podría ayudar a mitigar los efectos de las previsibles exigencias de dominio gasista de la Administración Trump.
7. Argelia tiene una capacidad ociosa de exportación significativa a las puertas de la UE, que según el plan REPowerEU debe sustituir para 2027 las importaciones rusas de gas que todavía llegan por GNL y el gasoducto Turkstream tras el cierre del tránsito por Ucrania. El cierre de gasoductos entre Rusia y Europa aumenta el valor estratégico de los existentes con Argelia, Azerbaiyán, Libia y Noruega. Los gasoductos que exportan gas noruego a Alemania, Bélgica y Dinamarca operan cerca de su capacidad nominal y sólo el que exporta a los Países Bajos cuenta con capacidad ociosa. El gasoducto Trans Anatolian (TANAP) que transporta el gas azerí también opera al límite de su capacidad. El Greenstream desde Libia a Italia opera a baja capacidad y está sometido a la volatilidad de la producción del país. En cambio, Argelia cuenta con tres gasoductos hacia la UE: el Medgaz con España funciona cerca de su capacidad nominal, pero el GME hacia España y Portugal está cerrado y el TransMed hacia Italia opera muy por debajo de su capacidad. A ello se suman sus terminales de licuefacción y su flota de metaneros.
8. La situación geopolítica del país se percibe como relativamente estable, más que hace unos años y que la de otros productores mediterráneos como Libia o Israel. Egipto ha vuelto a ser importador neto de gas y los grandes productores del golfo Pérsico como Qatar afrontan riesgos en el tránsito por el mar Rojo. Aunque la situación en Libia y el Sahel es compleja, las infraestructuras de producción argelinas están bien protegidas y no han sufrido ataques significativos desde el asalto al campo de In Amenas en 2013. Tampoco la escalada militar y diplomática con Marruecos se identifica como una amenaza para el sector. El riesgo de que los gasoductos mediterráneos sean dañados es mucho menor que en el Báltico, tanto por la profundidad a que discurren como por la relación estratégica de Argelia con Rusia (y China).
9. También se percibe una mayor estabilidad interna que en la década pasada, cuando la salud de Bouteflika y las maniobras para su sucesión levantaban gran incertidumbre y también ha mejorado el regulatorio. El entorno político interno es más predecible, el movimiento Hirak de contestación ha sido reprimido y su revitalización no parece previsible. El presidente Tebboune acaba de ser reelegido para un segundo mandato y, aunque hay rumores sobre su estado de salud, la élite político-militar que controla los resortes del poder (Le Pouvoir) ya está preparando una sucesión tranquila.

3. Barreras argelinas

Entre las barreras domésticas están: (a) el crecimiento del consumo nacional; (b) los requerimientos de reinyección de gas en los yacimientos; (c) los sistemáticos retrasos en completar los proyectos; (d) las dudas sobre el resultado de la nueva ronda de licitación y de los acuerdos y MoUs con las compañías internacionales; (e) incluyendo la explotación del gas no convencional, así como (f) algunas limitaciones en sus capacidades de exportación. La propia UE también plantea sus propias