China apunta a 28.000 millones de metros cúbicos de gas de carbón para reducir su dependencia del GNL
China prevé ampliar su capacidad de gas sintético de carbón desde 9.400 millones de metros cúbicos a finales de 2026 hasta 28.000 millones en 2030, según Rystad Energy. La ventaja de costes de Xinjiang podría moderar el crecimiento de la demanda china de GNL, aunque el consumo de agua, las emisiones y la inversión siguen siendo obstáculos importantes.
El gas de carbón entra en la estrategia energética nacional
China está convirtiendo el gas de carbón, o CTG, en un componente estratégico de su suministro energético interno. El objetivo es transformar sus abundantes reservas de carbón en gas natural sintético y reducir la exposición al gas natural licuado importado. Energy Daily, que cita un informe reciente de Rystad Energy, señaló que el CTG figura como elemento central del sistema energético nacional en el XV Plan Quinquenal de China para 2026-2030.
Rystad Energy prevé que la capacidad anual china de CTG aumente desde 9.400 millones de metros cúbicos a finales de 2026 hasta 28.000 millones de metros cúbicos en 2030. El volumen superaría el consumo anual de gas natural de Austria y establecería el mayor sistema mundial de producción de gas sintético basado en carbón.
Wei Xiong, vicepresidente de mercados de gas y GNL de Rystad Energy, definió el CTG como una de las varias salvaguardas que China está creando frente a la incertidumbre geopolítica. La política no busca sustituir por completo al GNL. El CTG complementará las importaciones de GNL, el gas por gasoducto, las energías renovables y la energía nuclear dentro de una cartera más diversificada.
Xinjiang aporta la base de costes para la expansión
Xinjiang se está convirtiendo en el centro del programa por sus grandes recursos de carbón y sus bajos precios a pie de mina. Entre abril de 2025 y mayo de 2026, el carbón cerca de las minas regionales promedió 214 yuanes, unos 30 dólares, por tonelada. Según la información de Energy Daily sobre el análisis de Rystad, ese precio equivalía aproximadamente al 40 % del nivel de Mongolia Interior.
El CTG producido en Xinjiang puede entregarse en los centros de consumo orientales por 9,1-9,6 dólares por MMBtu, por debajo del precio medio del GNL importado por China. Las instalaciones existentes funcionan a más del 90 % de utilización, mientras se desarrollan proyectos nuevos por unos 20.000 millones de metros cúbicos, principalmente en Xinjiang. Los plazos de aprobación también han bajado de más de tres años a menos de un año, acelerando las decisiones de inversión.
La expansión, sin embargo, conlleva costes ambientales y financieros significativos. El CTG utiliza grandes volúmenes de agua, genera elevadas emisiones de carbono y requiere mucho capital inicial. La escasez de agua en el noroeste de China y la falta de una norma nacional unificada de gestión del carbono pueden limitar el ritmo y la ubicación de la nueva capacidad.
Los exportadores de GNL y proveedores de CCUS afrontan otro mercado
China está combinando parte de la inversión en CTG con tecnologías para reducir emisiones. El proyecto Zhundong de CHN Energy integra una planta de CTG de 2.000 millones de metros cúbicos anuales con hidrógeno por electrólisis, reciclaje de aguas residuales y capacidad para capturar, utilizar y almacenar 550.000 toneladas de carbono al año. Eryu Wang, analista de CCUS de Rystad Energy, indicó que el almacenamiento permanente todavía se encuentra en una fase inicial en China, aunque las aplicaciones industriales ya cuentan con una base de mercado considerable.
Si se alcanza el objetivo de 28.000 millones de metros cúbicos, el crecimiento de las importaciones chinas de GNL podría moderarse. Esto afectaría a los planes de inversión y los contratos de suministro a largo plazo de exportadores como Australia, Catar y Estados Unidos. Una menor demanda incremental china también podría reducir parte de la volatilidad del mercado internacional al contado, beneficiando a corto plazo a compradores dependientes de las importaciones, como Corea del Sur.
Los efectos irían más allá de productores y comercializadores de gas. Un menor crecimiento de las importaciones chinas podría frenar el ritmo de nuevos pedidos de buques metaneros, mientras que el despliegue de la captura de carbono en plantas CTG generaría demanda de equipos y servicios de ingeniería CCUS. El CTG difícilmente sustituirá por completo al GNL, pero su ventaja de costes y la expansión de capacidad obligarán a exportadores, astilleros e inversores en infraestructuras a incorporarlo en sus previsiones de demanda china de gas hasta 2030.