Así afronta España el cierre del gasoducto del Magreb

El reciente cierre del gasoducto Magreb-Europa (GME) por la escalada de la tensión diplomática entre Argelia y Marruecos ha obligado a España a buscar vías alternativas de suministro de gas natural, que además de ser clave para varias industrias (fertilizantes, azulejos…), cubre casi la cuarta parte de la demanda eléctrica y actúa como respaldo cuando las renovables no dan abasto. Aunque a corto plazo es muy poco probable que Argelia renueve con el reino alauí un contrato que en 2020 permitió la llegada a España de cerca del 10% del gas que consumió, hay otras muchas alternativas que garantizan el abastecimiento. Prácticamente todas, sin embargo, traen consigo un incremento en el coste sobre unos niveles ya de por sí elevados: la cotización de este combustible en Europa se ha cuadruplicado en lo que va de año y la necesaria contratación de buques metaneros para traerlo en estado líquido no hará sino inflar aún más la carga.

El cierre del tubo Magreb-Europa

El año pasado, Argelia proporcionó a España 13.000 millones de metros cúbicos de gas a través de los gasoductos Medgaz y Magreb-Europa, según los datos de Enagás, el operador del sistema. El 31 de octubre anunció su decisión de no renovar con Marruecos el contrato de este último gasoducto, un tubo que antes de conectar con España debe atravesar 540 kilómetros de territorio marroquí y por el que el año pasado llegaron a la Península 6.000 millones de metros cúbicos de gas. Es una medida sobre la que “Argelia ya venía avisando desde hace meses”, como recuerda Antonio Marquina, catedrático emérito de Seguridad y Cooperación Internacional de la Universidad Complutense de Madrid.

A corto plazo, la alternativa más lógica es aumentar el volumen de gas que llega a través del Medgaz, “una infraestructura que se hizo no solo para complementar el Magreb-Europa, sino incluso para sustituirlo”, en palabras de Miguel Lasheras, expresidente de Intermoney Energía. Por ese tubo llegan 7.000 millones de metros cúbicos, sobre un máximo de 8.000. En las próximas semanas esa cifra subirá hasta los 10.500, cuando hayan concluido las obras para su ampliación, que debería estar lista antes de que termine el año.

Pero aún faltarían 2.500 millones de metros cúbicos (hasta sumar los 13.000 de 2020), que pueden conseguirse a través de la contratación de 35 barcos metaneros extra al año (60, si no se ampliara la capacidad del Medgaz). Ahí es donde entra en juego la situación geográfica de España, con amplio acceso al Atlántico y al Mediterráneo, y la potente red de puertos equipados con infraestructura de regasificación. También el bagaje acumulado durante años. Gonzalo Escribano, director del Programa Energía y Clima del Real Instituto Elcano, afirma: “Las empresas gasísticas españolas están muy experimentadas y son pioneras en gas natural licuado, así que no creo que tengan problemas para encontrar esos buques”. Todo, a pesar de la alta demanda de estos barcos en los últimos meses, que ha disparado los fletes. Esta mayor tensión, que se ha dejado sentir —y de qué manera— tras el verano, no ha tenido sin embargo incidencia en las dos semanas transcurridas desde la decisión de Argel. Una buena noticia de cara a los próximos meses, cuando las bajas temperaturas suelen disparar el consumo y meten presión sobre los precios.

Inconvenientes del transporte en barco

El coste de contratación de los buques metaneros, una flota de poco más de 600 barcos en todo el mundo, se ha disparado en los últimos meses después de que un número no menor de países asiáticos se lanzase a comprar grandes cantidades de gas licuado “a precios muy elevados, por razones estratégicas de abastecimiento y para asegurar las reservas para el invierno”, tal como explica Jorge Fernández Gómez, coordinador del Lab de Energía del Instituto Vasco de Competitividad. Ante esta situación, añade, “la única manera de atraer cargas hacia la UE ha sido pagar precios estratosféricos”.

Además, importar gas valiéndose de buques en lugar de por tubo “aumenta las probabilidades de que algo se retrase o vaya mal”, desliza Escribano: es un proceso más largo y complejo que obliga a licuar el gas primero y regasificarlo en destino para poder distribuirlo a través de la red gasística nacional. Y entra en juego un elemento no contemplado hasta el momento en los planes de seguridad energética: la “aceptabilidad” de los precios por parte de los ciudadanos, subraya Marquina, de la Complutense.

A quién le comprará España el gas

Existen muchas opciones. El gas que hoy llega por mar procede, sobre todo, de Estados Unidos, Nigeria y Trinidad y Tobago. Pero son muchas las alternativas posibles: por su relativa cercanía geográfica y por la flexibilidad de su producción, Noruega tiene muchas papeletas de cubrir parte del hueco que deja el cierre del Magreb-Europa. También Angola, Perú o incluso Argentina. Y, por supuesto, la propia Argelia, que se ha comprometido con España a suministrar las cantidades acordadas. En el caso del país magrebí, toda vez que se aprovechará al máximo la capacidad del único gasoducto activo, el resto tendría que venir por barco, como ya ocurre con el resto de orígenes.

Pese a la estrechez de los próximos meses, España cuenta con una ventaja respecto a sus vecinos del centro y el este de Europa, que dependen casi íntegramente del suministro ruso: la gran diversidad de proveedores, con la experiencia que eso aporta en la negociación exprés de contratos. Estos países europeos afrontan, además, una incertidumbre mucho mayor. Más aún después de que el presidente de Bielorrusia, Aleksandr Lukashenko, esté utilizando el abastecimiento energético a las puertas del invierno como arma política y amenazara con cortar el tránsito del gas ruso hacia la Unión Europea para evitar las medidas punitivas del club comunitario contra su régimen.

¿Hay riesgo de desabastecimiento?

Todos los expertos descartan el riesgo de desabastecimiento: la teoría del gran apagón, que ha circulado como la pólvora, tiene pies de barro. Primero, porque el gasoducto clausurado supone una parte respetable, pero pequeña, del gas que se requiere. Segundo, porque la dependencia del gas para generar electricidad es menor que en otros países europeos, como Italia. Y tercero, porque España, a pesar de contar con menos depósitos de almacenamiento que otros países de la UE, llega al invierno más preparada: en los tres almacenamientos de Enagás, dos subterráneos y uno submarino —además hay un cuarto gestionado por Naturgy— y en los depósitos localizados en los puertos que habitualmente reciben el combustible, cuenta con suficientes reservas de gas como para poder sobrevivir a 40 días en los que no se recibiese ni un solo metro cúbico. Un escenario en el que fallasen todos los proveedores es todo menos probable.

El futuro: hacia una nueva estrategia de seguridad de suministro

Escribano recomienda hacer a largo plazo “todo lo que no se ha hecho en los últimos 10 años, como acelerar las interconexiones, aumentar la capacidad de almacenamiento o invertir en las renovables”. El analista de Elcano ve en Argelia un socio “que siempre ha sido fiable” y que seguirá cumpliendo sus compromisos. ¿El motivo? “La interdependencia”: España necesita su gas y el país magrebí precisa del dinero procedente de su exportación.

No obstante, la última Estrategia de Seguridad Nacional (2017) subraya que el abastecimiento depende “en gran medida de zonas como África del norte o el golfo de Guinea”, donde se vive un “aumento de la inestabilidad geopolítica”. Por eso, Marquina, experto en seguridad, cree que es preciso reflexionar sobre el papel de Argelia como socio prioritario a largo plazo sin que esto sea percibido como una política hostil. Más aún, en un momento de “reconfiguración del poder” en África, donde tanto Argelia como Marruecos “se están rearmando”. “El problema no es solo la rivalidad entre estos dos países, sino que la rivalidad en el contexto regional viene tensionada por la intervención creciente de actores exteriores, como Rusia y China, que van a intentar atraer a unos y a otros a su bando”, sentencia.