Resumen “Global Gas Report 2024” de International Gas Union

Por su parte, la demanda es más volátil, pero se espera que crezca por los siguientes motivos:

• El gas natural emite un 30% y un 50% menos de CO2 que el petróleo y el carbón, por lo que son imprescindibles en todos los planes de transición energética hasta 2050.
• La demanda de energía aumenta según aumenta la población y el poder adquisitivo de la misma. Por ejemplo, la población africana se espera que se duplique en 2050 hasta los dos mil millones de personas y que su consumo aumente desde los 15 GJ per cápita hasta los 227 de un estadounidense promedio. Actualmente, la mitad de la población africana no tiene acceso a electricidad.
• La energía es fundamental para el crecimiento económico y la demanda crece sólidamente en Asia por el sector industrial en China e India. En Europa sigue aumentando a pesar de las políticas de eficiencia energética y menor consumo industrial. En Norteamérica crece principalmente por el transporte y los centros de datos.
• El cambio climático provocará que aumente en consumo de aire acondicionado y calefacción.
• Las nuevas tecnologías como la IA, blockchain, Big Data, Cloud computing y coches eléctricos requerirán grandes cantidades de energía constante.
• India espera aumentar el peso del gas natural en el mix energético hasta el 15% desde el 6,7% actual. Y China está invirtiendo para reducir el consumo de carbón y aumentar el de gas natural.

• Biometanol: tiene un valor circular elevado porque la descomposición de la materia orgánica produciría el gas de forma natural por lo que capturarlo y utilizarlo es neutral en emisiones de CO2. Está creciendo fuertemente pero actualmente representa menos del 1% del mercado del gas.
• Hidrógeno: es una fuente de energía todavía en desarrollo que principalmente se extrae como residuo del gas natural (Hidrógeno Gris). Cuando se emplean métodos para capturar el CO2 deriva del proceso anterior se denomina “Hidrógeno Azul”. El hidrógeno extraído a partir del gas natural representa el 76% de la producción. El “Hidrógeno Verde” es aquel que se extrae mediante electrolisis y cuesta el doble que las opciones anteriores.
• Métodos de captura del CO2 (CCUS). El 86% de la capacidad de captura de 2023 está todavía en estudio (pre-FID) por la complejidad técnica y están experimentando retrasos. Los pozos vacíos de gas natural ofrecen una buena solución y son más baratos que los acuíferos. Sin embargo, los permisos para operar estas infraestructuras son exigentes y por ejemplo en EE.UU. llevan entre dos y tres años. Por otra parte, EE.UU. ha aumentado el crédito fiscal por captura de CO2 desde los $50 hasta los $85.

El gas natural licuado tiene el mayor potencial para complementar las renovables durante la transición energética, proporcionando seguridad para compensar los problemas de intermitencia y escalabilidad. Sin embargo, las decisiones que impactarán en cinco o seis años se deben tomar hoy.

 ¿Y En Nogal Capital?

• Diversified Energy (7,6% del patrimonio): Tiene pozos y extrae gas natural en EE.UU. La empresa compra pozos que se están agotando y son menos rentables para terminar de explotarlos y cerrarlos. Los pozos de gas natural vacíos, que suponían un coste por el mantenimiento para evitar fugas de metano, ahora son un nuevo negocio ya que la Act 45 de EE.UU. establece créditos fiscales a las empresas por almacenar CO2 que en el último semestre supusieron unos ingresos equivalentes al 25% del valor de la empresa en bolsa. Además, la posibilidad de vender el gas natural a precios cinco veces superiores en Europa y Asia hará crecer los ingresos fuertemente en los próximos años cuando la capacidad exportadora de EE.UU. aumente. En el corto plazo, la empresa cubre el 75% de la producción con derivados así que no debería sufrir en exceso por la caída del precio del gas natural. Recientemente, BlackRock ha declarado una posición del 9% y Barclays ha invertido casi $30 millones en la empresa, sin que ninguna de las empresas dé cobertura de análisis a la acción. Hemos invertido antes que dos gigantes, porque nos movemos rápido y con convicción. La rentabilidad por beneficios anuales de los últimos 12 meses es del 24% sin contar el crecimiento potencial.
• BW Offshore (6,5%): La empresa tiene tres FPSO (buques para la producción y almacenamiento de petróleo y gas natural) y está construyendo un cuarto (86% completado) en Australia. Con contratos firmados a largo plazo, la empresa no tiene deuda y consiguió en 2023 una rentabilidad por beneficios anuales del 25%.
• Dynagas LNG Partners (6,3%): La empresa propietaria y operadora de seis petroleros clase ICE (33 actualmente funcionando en el mundo) los tiene alquilados en media a siete años. La empresa señala que ni sus clientes ni su flota están afectadas por las sanciones europeas. El beneficio neto de los últimos doce meses supone una rentabilidad del 30% sobre el precio actual de las acciones.
• Cheniere Energy (4,8%): La licuefactora de LNG en EEUU ha reportado un beneficio operativo ajustado por el cambio de valor de los derivados estable (+3%). La empresa utiliza derivados para garantizarse los ingresos con independencia del precio del LNG de modo que a largo plazo los beneficios por derivados se compensarán con las pérdidas. Por otra parte, la empresa sigue adelante con los planes de expansión (+66% capacidad) de capacidad licuefactora que debería solventar el embudo que existe actualmente ya que EE.UU. tiene mucho LNG cotizando con un 75% de descuento frente al LNG en Europa y Asia. La rentabilidad por beneficios de los últimos doces meses es del 10% y debería crecer según se complete la construcción de las nuevas plantas licuefactoras.