Australia puede seguir siendo el tercer mayor exportador de GNL del mundo. (detrás de Qatar y Estados Unidos) Pero los cimientos de ese éxito están tambaleándose. La puesta en marcha en septiembre de 2025 del proyecto Barossa, diseñado para alimentar GNL a Darwin, y la exitosa perforación en noviembre de ConocoPhillips en la cuenca de Otway es un titular bienvenido. Pero hace poco para compensar los profundos desequilibrios estructurales que actualmente configuran el panorama gasífero nacional de Australia. La mayor parte de la producción sigue concentrada en Australia Occidental y Queensland. Esto está lejos de los centros de población del sureste que dependen de dicha producción. Mientras que los nuevos desarrollos luchan por mantenerse al día con los compromisos de exportación y al mismo tiempo la creciente demanda interna, las nuevas inversiones se ven cada vez más obstaculizadas por regulaciones estrictas y requisitos ambientales estrictos. Como resultado, las perspectivas de gas de Australia a largo plazo son más frágiles de lo que sugieren las calificaciones de exportación.
Durante décadas, la exploración ha sido una de las mayores fortalezas de Australia. Desde la década de 1960, se han descubierto hidrocarburos a un ritmo de aproximadamente mil millones de barriles de petróleo equivalente por año. Pero después de 2015, esta tendencia empezó a cambiar. La exploración costa afuera ha disminuido y ahora se concentra casi por completo en el oeste y noroeste. que es una región con una población pequeña. La demanda industrial en el país es limitada. y una ruta directa a las terminales de GNL orientadas a Asia. La geografía de Australia ha amplificado esta asimetría. La zona más fértil de la cuenca de North Carnarvon se encuentra frente a la costa oeste. mientras que casi dos tercios de la población y la carga industrial del país se encuentran en el este. No existe ningún gasoducto que los una. Como resultado, los nuevos descubrimientos en alta mar, en su mayor parte, fluyen naturalmente hacia las instalaciones de exportación de GNL en lugar de hacia el mercado interno. Esto crea una división más profunda entre dónde se produce el gas y dónde se utiliza. Esta desconexión estructural se ha convertido en una falla central en el sistema energético de Australia. y se vuelve más grave a medida que aumentan las exportaciones de GNL.
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Actividad de perforación reciente Esto muestra un rayo de esperanza. Pero pone de relieve lo poco que se ha hecho en los últimos años. Los primeros pozos de exploración de hidrocarburos en alta mar desde 2023, Deep 1 de Chevron y Dino South 1, no se perforaron hasta mayo de 2025, en noviembre. ConocoPhillips, junto con 3D Energi y Korea National Oil Corporation, ha perforado el primer pozo en el marco del Proyecto de la Cuenca Otway cerca de la costa de la provincia de Victoria (a 53 km de la costa de Port Campbell y a 12 km de los pozos de producción de gas existentes), una iniciativa financiada por el gobierno. que está diseñado para respaldar el suministro del sureste. Sólo dos semanas después, el 17 de noviembre, la compañía anunció que había encontrado gas en dos reservorios objetivo (Waare A y Waare C), el primer descubrimiento en la región en cuatro años. Agregó que se planean seis pozos para dos licencias, sin embargo, aún están por determinar los posibles caudales y la recuperación final del recurso.
Las consecuencias de la reducción de la actividad exploratoria serán más visibles en las tendencias de producción. Mientras tanto, la producción de gas del país se duplicó con creces entre 2015 y 2021, pasando de unos 5,5 millones de metros cúbicos por mes a unos 13 millones de metros cúbicos. Pero desde entonces este volumen ha disminuido. En los últimos cuatro años, la producción ha rondado los 13 millones de metros cúbicos al mes. lo que señala que si no hay una nueva encuesta el país ha llegado a un punto de estancamiento. y existe el riesgo de que disminuya hacia un declive estructural.
con producción nacional departamentoEl eslabón más débil del sistema gasista de Australia es cada vez más la costa este. cuya demanda sigue aumentando incluso si la oferta local no puede seguir el ritmo. El sistema de gas del este de Australia está construido alrededor de una planta de GNL de CSG (gas de veta de carbón). de Queensland que procede del mercado interno y sigue aumentando el consumo. A medida que los contratos de precios más bajos a largo plazo expiraron entre 2016 y 2019, los precios internos aumentaron drásticamente y comenzaron a seguir el valor neto regional del GNL de Asia. Este es el precio al que los exportadores de GNL pueden ganar dinero en el extranjero. Menos reemplazo y transporte de gas nuevo. Estas conexiones definen el mercado: en Queensland, Nueva Gales del Sur (NSW) y Victoria el gas está empezando a comportarse como un producto comercializado a nivel mundial. No es un servicio público con precio local. Cada invierno, el gas fluye hacia el sur. Pero la limitada red de oleoductos no puede satisfacer la demanda máxima. Esto provoca congestión local y que los precios se disparen. El gobierno exige a los exportadores de CSG-LNG que ofrezcan volúmenes no contractuales al mercado interno. Antes de vender productos al contado en el extranjero, el precio máximo oriental de 12 dólares australianos/GJ, introducido en el verano de 2023 y ampliado hasta 2033, tiene como objetivo proteger a los consumidores de las fluctuaciones globales. Aunque existen excepciones al límite que permite valorar los campos no desarrollados bajo el mecanismo. El resultado es un sistema que suprime las señales de precios cuando más se necesita la inversión.
Las presiones de oferta se ven intensificadas por la oposición ambientalista a nivel estatal. En Nueva Gales del Sur y Victoria, la oposición local ha impedido nuevos proyectos durante años: el desarrollo de Narrabri CSG, que podría satisfacer hasta la mitad de las necesidades estatales de Nueva Gales del Sur, ha pasado una década estancado por protestas, demandas y conflictos políticos. Antes de que fuera finalmente aprobada en 2020, la prohibición de Victoria de la exploración de gas en tierra de 2017 a 2021 (continúa prohibiendo el gas de vetas de carbón) garantizó que Queensland siguiera siendo el único estado que producía CSG. Este cuello de botella geográfico obligó al mercado a depender de la cuenca sur, más costosa, y de flujos interestatales remotos. hacer que el precio suba Mayor riesgo en invierno y hacer que la oferta sea más ajustada.
Mientras tanto, la red se ha vuelto más frágil. Este verano, los precios mayoristas de la electricidad alcanzaron los 107 dólares australianos por MWh, los más altos en una década. Esto se debe a que la tensión en la oferta entra en conflicto con las antiguas centrales eléctricas alimentadas con carbón, que todavía representan alrededor del 65% de la combinación energética. El tiempo de inactividad durante los períodos de máxima demanda es cada vez más común. Esto aumenta las consecuencias de la escasez de gas.
El incierto entorno regulatorio está empezando a asustar a los inversores. En septiembre, la Abu Dhabi National Oil Company abandona sus planes de adquirir Santos por 19.000 millones de dólares. Esto se debe a que se ven obstaculizados por riesgos regulatorios. Obligaciones nacionales de gas y presiones medioambientales Si no hay una gran inversión externa, los productores australianos se enfrentan a un estancamiento y a una probabilidad cada vez mayor de no cumplir con sus obligaciones nacionales y las condiciones de los contratos internacionales. ExxonMobil ha detenido sus inversiones recientes. Citando aprobaciones y estructuras financieras inciertas, se anunció el proyecto de expansión de Woodside North West Shelf, el mayor centro de exportación del país. Recién recibió la aprobación provisional en mayo. Luego de estar en proceso de aprobación por más de seis años.
La ironía final es que Australia pronto necesitará importar GNL para estabilizar un mercado que alguna vez fue dominante. Hay varios proyectos de gasificación en marcha. Se espera que la terminal Port Kembla de Squadron Energy esté operativa a mediados de 2026. Vopak ha adquirido una FSRU (unidad flotante de almacenamiento y regasificación) para el proyecto Port Phillip Bay en Victoria. Se espera que las importaciones comiencen en 2029. Se están construyendo cuatro terminales de importación adicionales en Victoria. Australia del Sur y Nueva Gales del Sur, pero la FSRU es costosa y difícil de encontrar y cualquier GNL importado obligará a que los precios internos sigan no solo los niveles globales al contado. Pero también el coste del transporte y la regasificación.
Ampliando así la oferta local. (con un proyecto similar al estudio de la Cuenca Otway cerca de la costa sureste) sigue siendo la solución de menor costo. Menores emisiones de gases de efecto invernadero. Y es la solución más estratégica. Pero la aprobación aún es lenta. Las obligaciones regulatorias también son pesadas. Y la confianza de los inversores fluctúa. Si Australia no puede cambiar sus costumbres, la capital también se trasladaría a una jurisdicción más amigable. Timor Oriental se está preparando para una nueva ronda de subastas de exploración en 2026, revisando sus fronteras marítimas y señalando su capacidad para atraer inversiones upstream que Australia parece incapaz de apoyar.
El sistema gasista australiano está entrando en una fase decisiva. Una década de exploración en declive Mayor intervención regulatoria Las limitaciones ambientales y la fragmentación de la infraestructura han llevado al mercado hacia una asimetría estructural. La puesta en marcha de Barossa y el descubrimiento de Otway demuestran que todavía es posible obtener nuevos suministros. Pero a menos que cambie el marco de políticas, estas victorias separadas no evitarán que la escasez se profundice. precio más alto y erosionar la confianza de los inversores. El país debe elegir si quiere seguir siendo una superpotencia mundial de GNL con un mercado interno seguro. o permitir que el sistema caiga en una fragilidad crónica.
Por Natalia Katona para Oilprice.com
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