España ha “logrado desbloquear”, en palabras de Pedro Sánchez, un acuerdo político para trazar una conexión submarina de gas e hidrógeno con Francia a través de un nuevo “corredor de la energía verde” entre la Península Ibérica y la UE. El proyecto se ha hecho público en un contexto impensable hace unas semanas: en pleno atasco de barcos metaneros en Europa, una situación puntual que ha ido acompañada de una fuerte bajada de los precios de la luz y el gas, en un escenario de enorme volatilidad de cara al próximo invierno.
La nueva interconexión discurrirá a través de una tubería submarina entre Barcelona y Marsella, a medio camino del gasoducto con el norte de Italia que Enagás, gestor de la red gasista española, planteó construir el pasado verano, con un coste que cifró en 1.500 millones de euros. Sustituirá al Midcat, descartado hace años y que, al hilo de la crisis energética provocada por la guerra en Ucrania, España y Portugal llevaban meses intentando resucitar como alternativa al gas ruso.
El gasoducto transpirenaico, rechazado de plano por París, habría cubierto hasta el 40% del gas ruso que los países europeos importaban antes de la guerra, según un estudio publicado en abril. Pero el Midcat, que Alemania apoyaba, se va a “abandonar”, tal y como reza la declaración conjunta aprobada este jueves por los gobiernos de Francia, Portugal y España, tras una reunión a tres bandas de Sánchez, el presidente francés, Emmanuel Macron, y el primer ministro portugués, António Costa, en vísperas del cónclave de líderes europeos.
Sánchez celebró como una “muy buena noticia” la nueva infraestructura, bautizada como BarMar, “más ecológica” que el Midcat y pensada como “tubería para hidrógeno verde”, aunque podrá en una fase de “transición” transportar gas al mercado energético europeo. “Una solución europeísta, solidaria, verde y de futuro”, según afirmó en twitter la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, tras hablar sobre este asunto con el president de la Generalitat de Catalunya, Pere Aragonés.
El acuerdo implica una “aceleración” de la interconexión eléctrica con Francia, que llevaba años comprometida, y llega en un momento en el que el sistema eléctrico galo está capeando los graves problemas de su parque nuclear gracias a la solidaridad de sus vecinos europeos (España incluida).
Los detalles sobre el coste, la financiación, la futura capacidad y los plazos de ejecución de esa nueva infraestructura se abordarán en una reunión en Alicante entre los tres líderes el próximo 9 de diciembre. El Gobierno español siempre ha fiado su construcción a que lo financie la UE. Y habrá que “hablar con Europa a ver de qué manera se financia”, dijo este jueves en el Congreso la secretaria de Estado de Energía, Sara Aagesen.
Esa conexión es, según afirmó en unas jornadas de sostenibilidad de Redeia Arturo Gonzalo, consejero delegado de Enagás, “una magnífica noticia para Europa”. Algo en lo que coincide Alejandro Núñez, investigador postdoctoral especializado en hidrógeno en el Belfer Center de Harvard, aunque “habrá que esperar a diciembre a ver cómo avanzan las negociaciones y van definiendo los proyectos”. En opinión de este experto, la ejecución de esta infraestructura “podría ser rápida”. “Al ser submarino, algunos de los aspectos que podrían ralentizar el proyecto no estarán”, lo que “podría acortar la construcción”.
Menos optimista es Gonzalo Escribano, director del Programa de Energía y Clima del Real Instituto Elcano. A falta de conocer los detalles, “todo apunta a que ese gasoducto o hidroducto va a tardar bastante más” que los “tres o cuatro años” que algunas estimaciones apuntaban para el Midcat. La interpretación “más negativa” es que Francia ha vuelto a imponer sus tesis, como ocurrió con la interconexión eléctrica del Golfo de Vizcaya, “con un importante sobrecoste y un retraso tremendo”. “Pero es mejor esto que nada, evidentemente”. Y España estaba dispuesta a contribuir a la seguridad energética de Europa, pero “tampoco tenía un entusiasmo brutal por un Midcat de gas”.
Que se anuncie un acuerdo para sacar adelante el proyecto es, indica Escribano, “una buena noticia” y “ojalá” vayamos “a por unas interconexiones eléctricas de verdad” y el proyecto BarMar “se pueda consolidar”. Pero hay interrogantes, como cuándo va a tener España la capacidad de producción de hidrógeno verde suficiente como para llenar ese tubo y exportarlo. El proyecto de Presupuestos de 2023 tiene reservada una partida de 672 millones de euros para esa tecnología, todavía inmadura, pero llamada a ser el vector energético del futuro, y que España se ha propuesto liderar a escala europea.
En opinión del experto de Elcano, “tiene sentido económico” ubicar la salida de ese hidroducto en Marsella, donde hay un importante centro de demanda, el complejo petroquímico de Fos-sur-Mer. Pero es un proyecto “mucho más caro” que el Midcat, “mucho más largo de construir” e implica un reto tecnológico muy superior, al plantearse por vía marítima. “Es mejor ir a Marsella andando que buceando”, resume. “Lo bueno hubiese sido tener ya el Midcat y las interconexiones eléctricas”, que habrían permitido esa solidaridad de la Península Ibérica con el resto de Europa de forma inmediata. En cualquier caso, “mejor dentro de diez años que nunca”.
El anuncio ha llegado en un escenario impensable hace semanas: con decenas de buques metaneros, principalmente de Estados Unidos, Canadá y Qatar, esperando desde hace días frente a las costas europeas (no solo de España) sin posibilidad de descargar el gas natural licuado (GNL) que transportan.
No hay donde meter ese combustible (que llega a Europa en estado líquido a través de barco) porque los almacenamientos europeos están llenos, al 93%, en un escenario de destrucción de demanda de la industria y un inicio suave del otoño, tras las medidas de ahorro energético que ha impuesto la UE; además, en otros países europeos (no en España, pero sí en Alemania, por ejemplo) faltan regasificadoras. Y la actual red de interconexión gasista entre los países europeos no permite enviar ese combustible allí donde hace falta.
Como recuerda el experto de Elcano, los almacenes europeos se han llenado desde el verano a marchas forzadas en medio de una brutal subida de precios, con un coste que el inversor español Joaquín Coronado, fundador de la comercializadora eléctrica Podo e histórico del sector energético en España, cifraba este jueves en un post en LinkedIn en la friolera de al menos 156.000 millones de euros, a los precios del gas de los últimos meses.
Pedro Cantuel, analista de mercados de electricidad y gas de Ignis Energía, desgrana los tres factores principales determinantes para “resolver en el corto plazo el atasco en las terminales de GNL europeas”. El primero es el inicio de la demanda de gas residencial por la llegada del frío, que haga reducir el nivel de almacenamientos y obligue a inyectar más gas en el sistema para limitar la velocidad de vaciado de las reservas. “Mientras la demanda industrial se mantenga deprimida y no aumente la residencial, el nivel de reservas se mantendrá elevado”, dice.
El segundo es el precio. “Hay que estar muy atentos a la demanda de GNL de Asia”, el principal mercado de buques de gas licuado del mundo. “Si Japón, Corea y China siguen teniendo menores precios que Europa” o no hay apetito por descargar en terminales asiáticas “se mantendrá la limitación de espacio para barcos en Europa”. No obstante, esta semana la agencia Bloomberg aseguraba que China ha dado instrucciones para prohibir la reventa de cargamentos de GNL a Europa para asegurar su suministro el próximo invierno.
El tercer factor a tener en cuenta es la mejora de la capacidad de regasificación en países europeos. Alemania prevé conectar sus primeras terminales flotantes de GNL a finales de año y, según Cantuel, “si aumenta la capacidad de regasificación se podría mejorar esta situación. Por lo tanto, a corto plazo se espera que se mantengan estas limitaciones de descarga hasta el inicio del frío o cambien los flujos de barcos hacia Asia”.
En el caso de la Península Ibérica, con sus siete regasificadoras, cuenta con más de la cuarta parte de la capacidad de estas instalaciones en toda Europa. España “tiene asegurado el suministro y no tiene riesgos de desabastecimiento”, recuerda el analista de Ignis Energía. Cuenta con seis plantas en operación, construidas en los años del boom e infrautilizadas antes de esta crisis energética, a las que se unirá en enero la de El Musel, en Gijón, que se va a abrir tras años en hibernación (nunca llegó a abrirse) como almacén de gas para el resto de la UE. En la actualidad el sistema español dispone de una capacidad conjunta (sumando las instalaciones de almacenamiento y las regasificadoras) de 1,98 TWh/día, equivalente a 729 TWh/año, más del doble del actual consumo anual del país.
De cara a las próximas semanas y meses, para Cantuel “serán clave las temperaturas, niveles de demanda industrial y residencial, la estabilidad de suministro desde Noruega y la capacidad para regasificar en el norte de Europa, ya que no se puede sustituir del todo las importaciones desde Rusia tan rápido”.
La noticia de ese atasco marítimo la avanzó el lunes la agencia Reuters. Ese día, Enagás acordó “posponer” la descarga de buques en las regasificadoras españolas y declarar una “situación de operación excepcional” ante los “altos niveles de existencias en tanques de las plantas”, la menor demanda industrial y el alto nivel de llenado de los almacenes subterráneos.
Esta situación, según Enagás, “está previsto que se mantenga, al menos, hasta la primera semana de noviembre”, porque “se está produciendo un desacoplamiento entre los aprovisionamientos programados por el conjunto de los usuarios en el mes de octubre y el conjunto de demanda y exportaciones” de gas, “más allá de la flexibilidad que puede aportar la capacidad de almacenamiento subterráneo y en tanques, a pesar de la elevada capacidad de esta última y de la versatilidad que genera su gestión conjunta”. “No es un hecho aislado del Sistema Gasista Español, sino que se repite en otros países de nuestro entorno” .
El resultado es que los precios del gas natural, y con ello los de la luz, se han desplomado esta semana, aunque siguen altos comparados con el nivel previo a la crisis energética y los futuros para el próximo invierno apuntan todavía a precios inéditos antes de esta crisis energética. A corto plazo, la bajada ha sido de tal calibre que la denominada excepción ibérica ha llegado a dejar de operar al caer el precio del gas por debajo del límite de 40 euros por megavatio hora (MWh) que fija actualmente el tope al gas.
Esta semana, el precio de la luz (incluyendo el pago a las centrales de gas por la solución ibérica, que lleva tres días en negativo) ha caído por debajo de los 100 euros por megavatio hora (MWh) y se ha situado en niveles no vistos desde octubre de 2021. Un nivel que contrasta con los 300 euros/MWh que alcanzó, de media, en agosto, el mes más caro de la historia.
Los precios del gas se han desplomado en los últimos días en toda Europa, aunque se mantiene la enorme diferencia observada en los últimos meses entre el mercado ibérico del gas y otros mercados europeos. El miércoles los precios cerraban en 33,06 euros/MWh para el Mibgas español, mientras el TTF holandés se situaba en 68,49 euros, el italiano PSV en 65 euros; y el TH alemán, 69,8 euros. Los niveles más bajos los marcaba el NPB británico (21,86 euros/MWh) y el PEG francés (25,09 euros/MWh).
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