Aprovisionamiento de gas: por gasoducto o GNL

Javier Esteban, presidente de GasINDUSTRIAL

 

En la industria, como en la política y en tantas actividades humanas, muchas situaciones presentes son heredadas, lo que no quiere decir que deban ser aceptadas con resignado inmovilismo. La experiencia enseña que todo es susceptible de cambio, en general a mejor, aunque los caminos de largo recorrido hagan que nos movamos a veces con “el paso del peregrino”, dos hacia delante y uno hacia atrás.

 

Empecemos el año preguntándonos si en la actual coyuntura y el previsible futuro el aprovisionamiento de gas español -procedente casi al cien por cien del exterior- debiera orientarse más hacia el gas por tubería o hacia el gas natural licuado (GNL). 

Nuestro modelo de abastecimiento es herencia de la singular situación geográfica española, apenas sin yacimientos de gas natural, una casi isla gasista, lo que ha hecho que su trayectoria gasista sea diferente de la del conjunto de países de Europa Occidental.

 

Cuando Europa desarrolla el mercado de gas natural, a partir de los setenta, el continente se encuentra con un déficit estructural ya que los yacimientos propios son claramente insuficientes y debe buscar fuentes de suministro en países productores del entorno. La disyuntiva era construir gasoductos de miles de kilómetros, desde esos países -Rusia, Noruega y Argelia, fundamentalmente-, o implementar cadenas de GNL con plantas de licuefacción en origen, metaneros para su transporte y plantas de regasificación en los puertos europeos. En aquellas fechas ya había proyectos integrales pero de dimensión limitada para suministros de GNL desde Libia y Argelia a Inglaterra, Francia, España e Italia. Las plantas de licuefacción eran poco eficientes y los metaneros de pequeña dimensión, lo que unido a la alta inversión y costes de operación elevados hacían poco atractivas estas alternativas.

 

Por el contrario, el suministro por gasoducto permitía vehicular cantidades mayores y su eficiencia era elevada con menores costes de operación. Pero en contra tenía su vulnerabilidad al ser abastecimiento punto a punto, su poca flexibilidad y la incertidumbre ante posibles fallos de suministro por averías en el gasoducto o en las estaciones de comprensión, o por problemas políticos.

 

Europa apostó por el tubo y se construyeron los grandes gasoductos rusos desde Siberia, los de Noruega submarinos de los yacimientos del mar del Norte, y los transmediterráneos argelinos pasando por Túnez e Italia. En aquellos años el GNL desapareció de Europa, salvo en Francia, parcialmente alimentada con las regasificadoras de Fos y Montoir, y España, que convertida en isla gasista tuvo que apostar por el GNL para cubrir las necesidades de su industria, algo que nos permite recordar que sin la demanda industrial nuestro país no hubiera tenido gas natural.

 

Desde entonces la situación española ha cambiado sustancialmente. A la vez que se crearon más plantas de regasificación (pasando de una a siete), también se realizaron sucesivamente conexiones –aunque de capacidad limitada- por gasoducto desde nuestra red con Francia y dos con Argelia.

 

El agotamiento progresivo de las reservas de gas natural ha hecho que Europa sea cada vez más dependiente de las importaciones. En este escenario, la seguridad de suministro se ha convertido en cuestión prioritaria de la política energética de la Unión Europea que, a lo largo de la década pasada y primeros años de la actual, se apoyó en la construcción de gasoductos con orígenes en países cada vez más lejanos.

Últimamente, la UE ha cambiado de postura y, preocupada por las actuaciones de Rusia en Ucrania, ha cancelado el proyecto Nordstream 2 que atraviesa el Báltico, como el Nordstream 1 ya en funcionamiento. Sin embargo Alemania, su receptora, con una buena parte del gasoducto tendido se niega a dejar ociosa la inversión y busca terminarlo. Por su parte, Italia ha dado su aprobación a la construcción del último tramo de Corredor Sur de Gas para transportar gas natural desde el Caspio. Incluso existe un proyecto non nato de un gasoducto asiático, desde Irán o Turkmenistán, si bien las sanciones al primer país lo hacen poco viable y el segundo está ya colocando gas en muy buenas condiciones en China.

 

Mientras, la tecnología del GNL ha dado un gran salto con plantas de licuefacción cuyo tamaño unitario ha pasado de 2 a 12 bcm, con un consumo energético reducido a menos de la mitad. Lo mismo pasa con los metaneros, ahora mucho más seguros, eficientes y con una escalada de tamaño que les ha hecho pasar de 70.000 m3 de capacidad a más de 250.000 m3. Finalmente, las plantas de regasificación se están dotando de tanques más eficientes y de mayor tamaño. Hoy existen más de treinta plantas de licuefacción por todo el globo, varios cientos de metaneros y más de sesenta plantas de regasificación. El suministro ha dejado de ser cautivo y cada planta recibe gas de múltiples fuentes. En 2018,  en España se ha descargado gas de más de una decena de orígenes.

 

En definitiva, el GNL se ha convertido en una alternativa competitiva y en la opción elegida por un número creciente de naciones, entre otras razones porque la inversión asociada a una planta de regasificación (la única imprescindible) es mucho menor que la de un gasoducto transcontinental y existe la garantía adicional de suministro desde un gran número de países.

 

En España, en la década anterior se pasó de tres a siete plantas de regasificación duplicándose su capacidad. Fuimos el país europeo con mayor capacidad de recepción de GNL. La consecuencia ha sido que hasta 2010 la participación del GNL en la cesta de aprovisionamiento fuera del 70% aunque a partir de esa fecha se fue reduciendo (por la entrada en operación del segundo gasoducto desde Argelia) y en la actualidad oscila alrededor del 50%.

 

También los cambios en el mercado ya liberalizado y con MIBGAS, han hecho que los precios se publiquen favoreciendo una creciente competencia, situación mejorada en los últimos meses con la creación en Francia de un “hub” único, PEG, con sensibles mejoras de la infraestructura interior de gasoductos, lo que nos ha permitido acercarnos a los precios europeos, aunque se mantiene un diferencial dado en la práctica por la ecuación aproximada:

 

[Precio MIBGAS] = [Precio TTF holandés + Peajes salida PEG]

 

Sin embargo el coste de los peajes es todavía elevado y eso hace que el diferencial con el TTF, referencia en Europa, oscile alrededor de los 3€/MWh, diferencia que podría reducirse si se aprovechan las oportunidades del mercado GNL, donde existe una cantidad creciente de cargas que se venden a precios competitivos “gas to gas”, que se trasladarían a los de MIBGAS.

 

La producción de GNL crece imparablemente por la entrada en servicio de nuevas plantas. Este año, según el informe publicado por Wood Mackenzie compañía experta en GNL, si se mantienen las circunstancias y el año es de clima medio, los precios bajarán por el menor crecimiento de la demanda en China (que se reducirá entre 45% y 20%), y esos excedentes se transferirán al mercado europeo, estimando que harán bajar el promedio del precio del TTF en cerca de un 15%. De ser así, en nuestro país podrían conseguirse precios más competitivos (objetivo prioritario de GasIndustrial) por nuestra mayor capacidad de almacenamiento de GNL y la flexibilidad de nuestra abundancia de plantas. Para conseguirlo es preciso que se eliminen barreras de acceso a las plantas, que los peajes sean razonables y que se utilicen todas sus capacidades y no como en los últimos años cuando todo el tráfico se concentró en dos.

 

 

En definitiva, la existencia de las dos opciones de suministro, gas por tubería y GNL, nos permitirá aprovechar las oportunidades que irá presentando el mercado. Mantengamos ambos sistemas, tubo y GNL, pero con mayor participación del último. En 2019 y en los siguientes años todo apunta a que incrementar las importaciones de GNL supondrá una mejora de precios al consumidor industrial sin que suponga deterioro de resultados para los importadores de gas.