La apuesta de Hawái por el GNL se presentó como una respuesta pragmática a un problema concreto: altos precios de la electricidad, plantas de generación a base de petróleo envejecidas, redes insulares aisladas y presión política para reducir las facturas sin comprometer la fiabilidad. El estudio de combustibles alternativos de enero de 2025 de HSEO se basó en este marco, centrándose en el componente de la red eléctrica de generación firme, especialmente en Oʻahu. Dentro de ese marco, el estudio argumentó que una transición provisional al GNL podría reducir los costos y las emisiones, al tiempo que respalda la fiabilidad.

En su caso clave, Alternativa 1A, el único positivo neto restante después de que se descubrieran serios errores de modelado en su caso preferido, HSEO afirmó que los beneficios de una transición provisional al gas natural superaban los costos, con un valor actual neto de aproximadamente 150 millones de dólares y ahorros nivelados de 10,2 dólares/MWh. La oficina del gobernador Green y JERA se basaron entonces en esa lógica, con JERA proponiendo una inversión de aproximadamente 2.000 millones de dólares para una planta de gas de aproximadamente 500 MW e infraestructura de importación de GNL en alta mar para abordar lo que llamó el trilema de asequibilidad, sostenibilidad y fiabilidad de Oʻahu.

El mayor problema analítico es que el estudio de HSEO no se diseñó para la economía de los combustibles en tiempos de crisis. El estudio afirma que sus análisis de sensibilidad cambiaron una variable a la vez, mientras que todas las demás permanecieron constantes. Reconoce explícitamente que en la práctica varias variables probablemente cambiarían al mismo tiempo, como los precios del LSFO y los precios del gas natural, que históricamente han mostrado correlación. HSEO dijo más tarde que el estudio excluyó la volatilidad de los precios del combustible mediante el uso de estimaciones promedio de costos de combustible para LSFO y GNL. Esto es importante porque un modelo libre de volatilidad puede ser útil direccionalmente para un ejercicio de detección, pero no es suficiente para un estado que considera una infraestructura de importación de larga duración en un mundo donde los choques de combustible se han convertido en una característica repetida de los últimos años.

La Agencia Internacional de la Energía proporciona un ancla histórica útil para esto. Desde 1973 ha habido 13 episodios de fuertes o sostenidos aumentos de los precios del petróleo, con la frecuencia de estos eventos aumentando ligeramente desde el año 2000. Eso equivale a aproximadamente un choque de precios importante cada cuatro años durante todo el período, no como un ciclo predecible, sino como una característica recurrente del sistema de combustibles fósiles. La AIE también señala que estos picos tienden a surgir cuando la capacidad de reserva es escasa y son desencadenados por una combinación de crecimiento de la demanda, interrupciones del suministro y eventos geopolíticos. Ese patrón es importante para Hawái porque demuestra que los grandes choques de precios no son anomalías raras. Son una condición normal de los combustibles comercializados a nivel mundial, y cualquier modelo que se base en precios promedio sin representar esos episodios está subestimando sistemáticamente el riesgo.

Mi hipótesis es que la larga transición lejos de los combustibles fósiles no producirá una disminución suave de los precios. Producirá un mercado más inestable. A medida que el crecimiento de la demanda global se desacelere y luego caiga, habrá presión deflacionaria sobre los precios promedio, pero los grandes productores y cárteles como la OPEP+ tienen tanto el incentivo como la historia de retener el suministro para defender los ingresos y los márgenes cuando los mercados se ablandan. Al mismo tiempo, una menor demanda esperada a largo plazo y un mayor riesgo de capital harán que los proyectos marginales sean antieconómicos, reduciendo el conjunto de productores dispuestos a invertir en capacidad de reserva y haciendo que el sistema sea más frágil. La capacidad se cerrará en lugar de ser renovada cuando se requieran grandes gastos de capital. El resultado probablemente será un sistema de combustibles fósiles con una presión de precios promedio más suave con el tiempo, pero con episodios más agudos y frecuentes de volatilidad, porque menos barriles y moléculas rentables en el margen significan menos amortiguación cuando la guerra, las sanciones, las interrupciones o la disciplina del cártel sacan el suministro del mercado.

Los contratos a largo plazo reducen el ruido normal del mercado. No hacen que el GNL se comporte como un activo de resiliencia local cuando el suministro físico se daña o se bloquea. QatarEnergy dijo en marzo de 2026 que había determinado que necesitaba declarar fuerza mayor en algunos contratos de GNL a largo plazo afectados. Algunos comerciantes transmitieron esas interrupciones, mientras que otros cumplieron con los contratos solo apoyándose en carteras más amplias. Esa es la verdadera lección. La estructura del contrato importa, pero la profundidad de la cartera importa más una vez que las moléculas dejan de moverse. En un verdadero choque del sistema, un contrato a largo plazo no garantiza que el comprador evite la interrupción del volumen o el dolor de los precios. Determina principalmente quién absorbe la primera capa del choque.

Para Hawái, eso importa porque las islas no estarían comprando resiliencia doméstica. Estarían comprando acceso a una cartera global gestionada. JERA es una empresa seria, pero su propuesta para Hawái sigue sujeta a nuevas discusiones con el estado. Sus ejecutivos han dicho que la compañía ha asegurado el GNL necesario para principios de la década de 2030 y puede cubrir una parte sustancial de sus volúmenes esperados, pero no pretende convertirse en un productor de gas estadounidense. En otras palabras, JERA es un administrador de cartera grande y capaz, no una fuente de combustible local o upstream para Hawái. Eso puede reducir el riesgo de gestión de la contraparte. No elimina la exposición de Hawái a la escasez global, la revalorización global o la competencia de carga en una crisis. Un comerciante no es una fuente de combustible. Es un intermediario en el mismo mercado estresado.

El problema más profundo es que no se le pide a Hawái que solo compre GNL. Se le está pidiendo que compre una cosmovisión energética específica. El caso favorable de HSEO asume la reutilización de la infraestructura de GNL para una transición al hidrógeno en 2045. La estrategia de JERA se basa en la idea de que la infraestructura térmica se puede preservar y descarbonizar más adelante con hidrógeno y amoníaco. Ese no es un detalle técnico marginal. Es la base económica del argumento del puente. Mi propio análisis de hidrógeno verde, transporte de hidrógeno e importaciones de amoníaco para energía apunta a una conclusión consistente: estos caminos siguen siendo estructuralmente costosos y conservan la misma exposición a los mercados energéticos globales que Hawái está tratando de reducir. Incluso bajo supuestos optimistas, el hidrógeno verde producido en regiones con altos recursos tiende a aterrizar muy por encima del costo de la electricidad directa, y una vez que se convierte en amoníaco, se envía miles de kilómetros, se agrieta o se quema y se convierte nuevamente en energía utilizable, el costo efectivo se multiplica. El envío de amoníaco o portadores de hidrógeno agrega penalizaciones tanto de capital como de energía, y esos costos están relacionados con los mismos riesgos de envío, seguros y geopolíticos globales que afectan al GNL. Las pérdidas de eficiencia de ida y vuelta también son grandes, a menudo dejando solo del 30% al 50% de la energía renovable original disponible en el punto de uso. Eso significa que Hawái estaría pagando por varias unidades de energía aguas arriba para obtener una unidad entregada localmente. En la práctica, el hidrógeno o el amoníaco importados no son un sustituto barato o estable del GNL.

Para Hawái, eso importa porque el hidrógeno y el amoníaco no resuelven el problema de la exposición. Lo persisten. Muchas de las jurisdicciones que planean la exportación de hidrógeno a gran escala se encuentran en el Golfo. Arabia Saudita y Omán están avanzando en proyectos de exportación de hidrógeno y amoníaco de varios miles de millones de dólares destinados a los mercados globales. Si Hawái pasa del GNL al amoníaco o al hidrógeno importados, no está escapando del riesgo de los combustibles comercializados a nivel mundial. Lo está recreando en otra forma. La guerra de 2026 lo dejó claro porque no fue solo una crisis energética. También fue una crisis de fertilizantes de amoníaco. El estrecho de Ormuz transporta una gran parte de los fertilizantes comercializados a nivel mundial. Los productores del Golfo son los principales proveedores de amoníaco y urea, y los precios aumentaron bruscamente durante el conflicto. Las plantas de fertilizantes en el Medio Oriente cerraron o redujeron la producción, y las interrupciones del envío restringieron los flujos globales. Al mismo tiempo, Rusia, otro proveedor importante, suspendió las exportaciones de nitrato de amonio. Una parte significativa del comercio mundial de amoníaco se mueve a través del mismo punto de estrangulamiento. Para Hawái, esa es una advertencia estratégica. Una estrategia de combustible centrada en el amoníaco o los portadores de hidrógeno importados permanece enredada con los mismos sistemas geopolíticos que produjeron el choque del GNL.