El mundo se prepara para la mayor ola de gas licuado de la historia: ¿seguridad o tormenta de sobreoferta?

Son las predicciones que ha dibujado la Agencia Internacional de la Energía (AIE) en su informe insignia, World Energy Outlook 2025, publicado esta semana, que analiza las tendencias del sistema energético global y sus posibles escenarios futuros.

Desde 2015, el consumo de GNL ha crecido el doble de rápido que el del gas natural convencional, y en 2023 superó a los gasoductos de gran escala como la principal forma de comercializar gas a largas distancias.

Europa aumenta su necesidad del gas natural licuado del 23% en 2020 al 40% en 2025: sólo la mitad proviene de EEUU

Este auge ha transformado el comercio mundial de gas, abriendo nuevos mercados, alterando patrones comerciales establecidos y reconfigurando la geopolítica energética, al tiempo que refuerza la seguridad energética de los países que pueden costearlo.

La nueva ola de GNL, que se extenderá de 2025 a 2030, tendrá más de la mitad de su capacidad desarrollándose en Estados Unidos y un 25% en Catar.

A diferencia de expansiones anteriores, aproximadamente tres cuartas partes de esta nueva oferta serán flexibles, pudiendo venderse tanto en mercados spot como bajo contratos con cláusulas de destino flexible.

Se trata de una verdadera avalancha de gas que, aunque necesaria para cubrir la demanda creciente, podría abrir la puerta a una crisis de sobreoferta si los mercados no absorben toda la nueva capacidad. La pregunta clave es: ¿será esta ola un colchón de seguridad energética o una tormenta que presionará los precios a la baja y generará riesgos para los exportadores?

Primer escenario

La Agencia Internacional de la Energía plantea tres escenarios distintos. En el Escenario de Políticas Actuales (CPS), que refleja las políticas y regulaciones vigentes, la demanda mundial de GNL crecería 260 bcm entre 2024 y 2030.

Esto sería suficiente para absorber gran parte del incremento de capacidad proyectado. Los precios del gas se mantendrían cerca del coste marginal de largo plazo, incluyendo inversión en licuefacción, transporte y regasificación.

EEUU, máximo histórico de exportación de gas: se disputa con Argelia el primer puesto como proveedor de España

Los grandes importadores -China, Europa y Japón- absorberían aproximadamente la mitad de esta expansión, mientras que economías emergentes y en desarrollo de Asia incrementarían su consumo.

Sin embargo, los altos precios del gas licuado limitarían su adopción en países de menor renta, dejando fuera a mercados sensibles al precio. En este escenario, la expansión de GNL respalda la seguridad energética global, pero deja poco margen de maniobra frente a imprevistos, y requiere que los mercados absorban la oferta de manera continua para evitar presiones a la baja sobre los precios.

Segundo escenario

El segundo escenario es el de Políticas Declaradas (STEPS), que contempla también políticas anunciadas y no implementadas, así como documentos estratégicos. Según la AIE, en este supuesto la demanda mundial de GNL crecería 200 bcm entre 2024 y 2030, un incremento menor que la capacidad proyectada, lo que generaría un superávit de unos 65 bcm en 2030.

La presión sobre los precios sería notable. El gas natural licuado podría acercarse a los costes marginales de corto plazo, liberando gas de bajo coste para mercados más sensibles al precio, especialmente en India y el sudeste asiático.

Sin embargo, aunque algunos consumidores pueden beneficiarse de precios más bajos, el exceso de oferta plantea riesgos para la rentabilidad de los exportadores y podría generar ciclos de volatilidad. A largo plazo, la gradual reducción del superávit hasta 2035 dependerá de cómo se ajuste la producción, el comercio spot y la flexibilidad contractual.

Estados Unidos, como proveedor más flexible, es el más expuesto a una caída de las tasas de utilización. El impacto se concentraría sobre todo en quienes tienen posiciones de capital o de trading en cargamentos estadounidenses -los llamados jugadores de portafolio- y no tanto en los propietarios de las plantas de licuefacción, que suelen cobrar por la capacidad contratada, se utilice o no.

La demanda de gas natural alcanzó en 2024 los 311,7 TWh, un 4,2% menos que en 2023

En el caso de los contratos a largo plazo tipo take or pay (se paga aunque no se consuma), buena parte del riesgo de volumen y precio puede trasladarse a los compradores.

Pero el riesgo no es exclusivo de Estados Unidos. La combinación de menor utilización, mayor flexibilidad contractual, no renovación de contratos antiguos y costes operativos elevados también presiona a exportadores de todo el mundo. En ese contexto, varias plantas más veteranas podrían afrontar periodos más largos de mantenimiento o incluso necesitar inversiones para seguir siendo competitivas.

Tercer escenario

El tercer escenario que contempla la AIE es el Escenario Emisiones Netas Cero para 2050. Este escenario traza una trayectoria hacia la neutralidad de carbono para 2050, asumiendo reducciones drásticas en la demanda de combustibles fósiles. La caída global de la demanda de GNL sería fuerte, dejando muchos proyectos en construcción potencialmente innecesarios.

Si los proyectos actuales se completan, la utilización de la capacidad podría caer al 75% en 2030 y al 50% en 2035, forzando cierres de plantas o reconversiones hacia combustibles de baja huella de carbono, como hidrógeno, amoníaco o metanol.

Esto afectaría principalmente a exportadores con costos operativos altos y a plantas antiguas menos competitivas, mientras que los proyectos más modernos podrían adaptarse mediante flexibilidad contractual o reconversión tecnológica. En este escenario, el GNL deja de ser un motor de crecimiento y se convierte en un activo estratégico que debe gestionarse con cuidado para no generar pérdidas significativas en el sector.