En 2020, los aprovisionamientos de gas natural para España alcanzaron la cifra de 365.569 GWh. Por segunda vez desde hace siete años, los suministros en forma de gas natural licuado (GNL) superaron a los de gas natural (GN), y supusieron un 63% del aprovisionamiento de gas para el sistema gasista español. Gas licuado que llegó por mar procedente de 14 orígenes distintos, la mayor parte con origen en los EE.UU., Nigeria, Rusia y Catar. Un suministro diversificado que respalda la seguridad del sistema.

Por Juan Carlos Giménez

España cuenta con seis terminales portuarias para la entrada del gas y sus correspondientes plantas de regasificación, encargadas de convertir en gaseoso el GNL que llega en estado líquido por barco. Los depósitos se encontraban a finales de octubre al 82% de su capacidad, una reserva estratégica que cubre la demanda durante al menos 40 días, según Enagás, gestor técnico del sistema gasista español. En este sentido, España se encuentra en una situación cualitativamente mejor que la de algunos países de su entorno, gracias a la diversidad de orígenes y de vías de entrada del gas importado.

El gas natural licuado descargado en puertos españoles registró en 2020 un incremento del 6% con respecto a 2019, de acuerdo con los datos del Informe 2020 de Enagás. Dos terminales, Cartagena y Mugardos, experimentaron un aumento en el número de descargas, mientras que en el resto descendió el volumen trasvasado a puerto desde los gaseros.

El aprovisionamiento total de GNL alcanzó los 228.735 GWh. Este informe recoge que fueron un total de 238 descargas de buques metaneros en las seis terminales de regasificación del sistema gasista español. Cada planta recibió gas procedente de al menos seis países diferentes, lo que contribuye a reforzar la seguridad del sistema. Las terminales que sumaron mayor número de descargas fueron Bilbao, Huelva y Barcelona.

Por orígenes, los EE.UU. y Nigeria fueron los países de origen del mayor número de cargamentos -un total de 62 y 47 buques metaneros, respectivamente- seguidos de Rusia y Catar, con 35 y 30 buques, respectivamente. Entre estos cuatro orígenes se concentra casi el 73% del volumen descargado, aunque Noruega es otro de los suministradores más importantes. En total, los buques metaneros aportaron al sistema gasista español combustible procedente de hasta 14 países diferentes.

ENTRADAS POR GASODUCTO

Por su parte, las entradas en forma de gas natural supusieron 136.834 GWh, un 23% menos respecto al año anterior, de acuerdo con el Informe Anual 2020 de Enagás. En el ranking de aprovisionamientos, Argelia se mantuvo como el tradicional suministrador preferente del sistema gasista español, sumando prácticamente el 29% de los aprovisionamientos en 2020.El gas argelino llegó a través de los gasoductos GME -que atraviesa territorio marroquí y el estrecho de Gibraltar- y Medgaz -que conecta directamente el puerto argelino de Beni Saf con Almería-. Las importaciones a través del primero alcanzaron los 40.804 GWh, mientras que el gas importado a través de Medgaz sumó 59.840 GWh.

Las importaciones de gas natural a través de las conexiones internacionales con Francia descendieron un 37%, de acuerdo con los datos recogidos por Enagás. Al tiempo, y a través de esta misma interconexión, las exportaciones aumentaron un 3% respecto al año 2019. A través de los Pirineos, España conecta con las redes de distribución europeas por las interconexiones de Larrau e Irún. Igualmente, España y Portugal están conectados a través de las interconexiones de Badajoz y Tuy.

En 2020, el sistema gasista español sumaba un total de 11.369 km de gasoductos de transporte primario y 13.361 kilómetros de red, incluyendo los secundarios. La red de gasoductos cuenta con diecinueve estaciones de compresión, así como centros de transporte, estaciones de regulación y medida y puntos de conexión a la red. Unas infraestructuras interconectadas entre sí, que permiten la correcta distribución primaria del gas por todo el territorio, así como disponer de seguridad de suministro incluso en situaciones de demanda punta.

En conjunto, el sistema de suministros está estructurado para que cuente con flexibilidad a la hora de recibir el gas. En el caso de que descienda el flujo a través de gasoductos, es posible reforzar su llegada por vía marítima. Para ello, España cuenta con 6 plantas de regasificación que en total disponen de 25 tanques de almacenamiento con una capacidad total de 3.316.500 m3 de GNL, además de tres grandes depósitos subterráneos para hacer frente a las puntas de consumo: Serrablo en Huesca, Yela en Guadalajara y el antiguo yacimiento submarino Gaviota, en la costa de Vizcaya.

UN COMPLEJO PUZLE PARA EL ABASTECIMIENTO EUROPEO

La Unión Europea en su conjunto, así como todos sus Estados miembros individualmente, son importadores netos de energía. El déficit energético de la UE alcanzó los 38.062 Petajulios en 2019, según Eurostat. Alemania, Italia, Francia y España fueron, por este orden, los principales importadores brutos, aunque Luxemburgo, Malta y Bélgica tienen las mayores tasas de consumo de energía per cápita. Aún cuando las fuentes de aprovisionamiento energético europeas han evolucionado en los últimos años, Rusia se mantiene como suministrador número uno de las principales fuentes primarias: gas natural, petróleo y carbón.

En 2019, la UE tuvo que importar prácticamente el 90% del gas natural consumido. Y, entre 2009 y 2019, la dependencia europea del gas procedente de países no integrados en la Unión creció en 19 puntos porcentuales, a un ritmo mucho mayor que las importaciones de otros combustibles fósiles. Los menores índices de dependencia energética externa corresponden a Estonia, Suecia, Rumanía y Bulgaria, mientras que Malta, Luxemburgo y Chipre presentan tasas de dependencia externa superiores al 90%, siempre según los datos publicados por la Oficina Europea de Estadística.

Esta misma fuente señala que, en 2020, el consumo europeo de gas natural descendió un 2,7% respecto al año precedente, y alcanzó la cifra de 15,2 millones de Terajulios. Los mayores incrementos del consumo se registraron en Suecia (+11,1%), Grecia (+9,8%) y Lituania (+9,4%), mientras que los descensos más acusados correspondieron a Letonia (-17,1%), España (-9,7%) y Estonia (-8,5%). La producción europea de gas natural mantuvo su tendencia a la baja (un 22% menos que en 2019), y rozó los 1,9 millones de Terajulios. Los Países Bajos son el principal productor (799.000 Terajulios en 2020), seguido de Rumanía (349.000TJ) y Alemania (171.000 TJ).

En conjunto, las importaciones cayeron un 6,4% en 2020, hasta los 24,6 millones de TJ, con un tope de crecimiento en Chequia (+20,5%) frente a caídas de un 18,9% en Eslovaquia, de un 15,6% en Francia y de un 12,7% en España. En cuanto al origen de las importaciones, Noruega proporcionó un 24,5% del gas extracomunitario, seguido de Rusia con un 23%, Ucrania con un 12,8% y Bielorrusia con un 10,3%. Sin embargo, hay que considerar que Rusia es el origen último del gas natural que se importa de Ucrania o Bielorrusia, con lo que la dependencia real del gas ruso supera con mucho el citado 23%, y de hecho se estimaba en torno a un 40% del gas que llega a la Unión Europea pre-Brexit.

Eurostat constata igualmente que el gas procedente del país que lideró la extinta URSS supone la práctica totalidad del gas consumido en los países bálticos, Suecia o Finlandia; y más de la mitad del suministro en países como Polonia, Chequia, Eslovaquia o Austria. Además de en torno a un 40% del consumo de Alemania, la primera potencia económica y demográfica de la Unión.

A esta fuerte dependencia europea del país que preside Vladimir Putin no han sido ajenas las tensiones políticas y conflictos internacionales que han protagonizado varias de las repúblicas exsoviéticas. Los conflictos en Ucrania y en Bielorrusia, por ejemplo, han llevado a Moscú a buscar vías alternativas para vender su gas en Europa. La primera pasó por la construcción de un nuevo gasoducto a través del mar Negro, el South Stream, que se vio cancelado tras la anexión rusa de Crimea. La nueva opción pasó a ser la ampliación del Nord Stream con una nueva canalización, el Nord Stream 2, que cruza el mar Báltico y abastece directamente a Alemania, evitando el área de inestabilidad al sur de las repúblicas bálticas. Las obras han concluido en octubre de 2021, tras no pocos retrasos, y la conexión entre ambos países incrementará el abastecimiento de la UE. El segundo mayor exportador de gas a la UE es Noruega, con un tercio del suministro total. Desde las plataformas del mar del Norte los gasoductos se extienden hacia Reino Unido y Países Bajos, desde donde se distribuye el gas hacia el corazón de Europa.

El segundo mayor exportador de gas a la UE es Noruega, con un tercio del suministro total. Desde las plataformas del mar del Norte los gasoductos se extienden hacia Reino Unido y Países Bajos, desde donde se distribuye el gas hacia el corazón de Europa.

El tercer abastecedor de gas a la UE es Argelia, principal suministrador de España, Portugal, Italia o Francia. Las rivalidades entre Argelia y Marruecos han llevado al cierre del gasoducto GME, que enviaba gas a España desde Argelia a través de Marruecos. Pero es significativo constatar que, entre 2009 y 2019, las importaciones europeas de gas natural argelino redujeron su peso a la mitad en las importaciones europeas (del 14,8% en 2009 al 7,7% en 2019), de acuerdo con los datos recogidos por Eurostat. De hecho, Catar fue el tercer exportador hacia Europa en 2019, con un 8,3% del total consumido en el viejo continente.

La infraestructura para abastecer de gas a Europa desde otros países productores como Irán y Azerbaiyán -a través de Turquía- está aún incompleta, por lo que el porcentaje con este origen es de momento pequeño. A Grecia llega poco más del 14% del gas desde Turquía, mientras que en Chipre supone un cuarto de su abastecimiento. Ambos países son los principales importadores, con diferencia, a través de la vía turca.

Las sanciones a Irán, las disputas diplomáticas con Turquía por los yacimientos de gas del mediterráneo oriental, o la cancelación del South Stream han paralizado los gasoductos diseñados para llegar a Italia y Europa central a través de los Balcanes. El aprovisionamiento europeo de gas natural está pues diversificado, pero mantiene una atenta mirada al complicado puzle de la diplomacia y la política exterior de los estados vecinos en el Este y el Sur de la UE.

LA TENSIÓN EN EL MAGREB CLAUSURA UNO DE LOS DOS GASODUCTOS CON EL QUE LLEGABA GAS ARGELINO A ESPAÑA

Aun cuando el Reino de Marruecos -independien­te desde 1956- apoyó a la guerrilla que luchó por la independencia de Argelia -lograda en 1962, tras una sangrienta guerra con Francia-, la relación entre los dos vecinos magrebíes ha estado salpicada de crisis diplomáticas, e incluso enfrentamientos arma­dos, a lo largo del último medio siglo.

La llamada Guerra de las Arenas les enfrentó en 1963-64 por un desacuerdo en la delimitación de sus fronteras en pleno desierto. Más grave, y más duradero en el tiempo, ha sido el desencuentro en cuanto al problema del Sáhara Occidental a partir de 1975, cuando el reino alauita ocupó la antigua colonia española al tiempo que su vecino apoyaba la demanda de independencia por parte de la República Árabe Saharaui Democrática. La tensión entre ambos países llevó al cierre de fronteras en 1994, tras el atentado en Hotel Atlas Asni de Marrakech perpetrado por terroristas franceses de origen argelino.

La muestra más reciente de las serias desavenencias entre ambos países ha sido la ruptura de relaciones diplomáticas en agosto de 2021. Una crisis aún pendiente de resolución y a la que ha contribuido la normalización de relaciones de Marruecos con Israel en 2020, un escándalo de espionaje, acusaciones de apoyo marroquí a movimientos independentistas en Argelia y hasta problemas relacionados con los incendios forestales en la parte argelina de la cordillera del Atlas.

La prolongación en el tiempo o el eventual agravamiento de la crisis diplomática es hoy por hoy una incógnita. Para Gonzalo Escribano, investigador principal y director del Programa de Energía y Cambio Climático en el Real Instituto Elcano “no puede predecirse el futuro de la relación bilateral Argelia-Marruecos, pero en las circunstancias actuales parece que las tensiones podrían prolongarse en el tiempo”.

La principal repercusión para España ha sido la decisión por parte de las autoridades argelinas de no renovar el contrato con Marruecos para transportar el gas a través del Gasoducto Magreb-Europa (GME), que finalizaba el 31 de octubre. Este acuerdo permitía al transporte de gas a través del estrecho de Gibraltar hasta España, atravesando 540 kilómetros de territorio marroquí. Una conducción puesta en marcha hace 25 años, y que el año pasado permitió trasvasar a España un volumen de gas de 6 bcm/año.

Aunque las autoridades argelinas han garantizado el suministro a España, la clausura del GME implica la necesidad de rediseñar la estrategia de la red española. La principal alternativa es el gasoducto Medgaz, que desde 2009 conecta el puerto de Beni Saf con Almería a través de 200 kilómetros de conducción submarina. En julio de 2021 Naturgy y Sonatrach acordaron la ampliación en 2 bcm/año de capacidad del gasoducto, un 25% más de la capacidad actual, hasta superar los 10 bcm/año en 2022. Desde finales de septiembre, el gasoducto ya transporta 338 GWh/día frente a los 325 anteriores, un 25% más, hasta superar los 10 bcm/año.

Argelia se ha comprometido a enviar gas por otras vías (incluyendo tanto el gasoducto Medgaz como los buques metaneros), teniendo en cuenta, además que España cuenta con alternativas fiables por parte de otros proveedores.

La agencia oficial de noticias argelina APS comunicaba el 7 de noviembre nuevas garantías para el suministro a España, asegurando que a partir de enero de 2022 su capacidad aumentaría hasta los 10,7 bcm/año. La entrada en servicio de un cuarto turbocompresor garantizaría este volumen, que podría incluso incrementarse hasta los 16 bcm/ año “realizando inversiones adicionales”.

En opinión de Gonzalo Escribano, el suministro de gas a España está hoy por hoy garantizado, dado que “tenemos la mayor infraestructura de GNL de Europa y nos queda un segundo gasoducto conectado con Argelia”, si bien advierte de que “aumenta la vulnerabilidad ante posibles eventos en Medgaz, y en las circunstancias actuales de mercado podría añadir tensiones de precio”.

De cara a un futuro a más largo plazo, el experto en Energía del Instituto Elcano estima que la única línea roja es que ningún suministrador supere el 50% del consumo español de gas. A partir de aquí, opina que “son las empresas, en base a las condiciones del mercado, las que deben optimizar esa combinación de importaciones, pues son las mejor situadas para optimizar la relación riesgo/rentabilidad de sus carteras de contratos”. “De hecho -concluye-, ellas son las que corren con el riesgo de mercado”.

CICLOS COMBINADOS: FUENTE DE GENERACIÓN CLAVE PARA LA TRANSICIÓN ENERGÉTICA

La primera central de ciclo combinado inaugurada en España fue la gaditana de San Roque, de 850 MW, en el año 2002. A partir de esa fecha la importancia en la generación de energía eléctrica a partir de centrales alimentadas a gas ha sido creciente dentro del mix de generación eléctrica español. De hecho, hasta el año 2020 ha sido la tecnología con más potencia instalada en el país: 26.284 MW.

El parque de este tipo de centrales experimentó un gran crecimiento en los primeros años de este siglo, y solo cinco años después de la puesta en marcha de San Roque sumaba ya más megavatios de potencia instalada que ninguna otra tecnología de generación eléctrica. Desde 2007 ha liderado la potencia instalada del parque eléctrico español, hasta que fue superado en 2020 por el parque eólico (27.031 MW de potencia instalada al final del año pasado).

La infraestructura española de centrales a gas inclu­ye 66 grupos en 34 emplazamientos distribuidos en 13 comunidades autónomas. Según el informe anual de Red Eléctrica de España (“El sistema eléctrico español 2020”), los ciclos combinados generaron el año pasado un 16% de la energía consumida, con un descenso de cuatro puntos respecto a 2019, año en que sumaron un 20,7%. A pesar de esta menor participación, los ciclos combinados han sido -tras la energía eólica y la nuclear- la tercera fuente de generación en el mix por segundo año consecutivo. La producción anual con centrales de esta tecnolo­gía fue en 2020 de 38.357 GWh, y su coeficiente de utilización se situó en el 21,8 %.

El PNIEC (Plan Nacional Integrado de Energía y Clima) ha fijado como objetivo para el año 2030 que el 74% de la electricidad proceda de fuentes renovables, y que éstas alcancen el 100% en 2050). El Plan propone alcanzar en 2030 un parque eólico de 50.333 MW y mantener la potencia instalada de ciclos combinados en una cifra similar a la actual en operación (26.000 MW).

El fuerte crecimiento de la generación con renovables y la menor demanda ha colocado a la mayoría de las centrales de ciclo combinado en una situación de inviabilidad económica. Aun cuando, paradójicamente, este tipo de centrales están llamadas a jugar un papel crucial en la llamada transición energética hacia una economía libre de carbono.

Los ciclos combinados a gas son infraestructuras clave para garantizar el suministro eléctrico en España, debido a su flexibilidad y seguridad, especialmente durante los picos de demanda, tanto en las olas de calor como en las de frío. Además, su papel en la transición ecológica es fundamental como respaldo a la integración de las energías renovables en el sistema eléctrico.

La introducción progresiva de fuentes de energía renovable para alcanzar los objetivos señalados requiere de un marco atractivo para la inversión, una integración eficiente en las redes y la disponibilidad de otras tecnologías de generación o almacenamiento que le doten de la flexibilidad y respaldo para momentos donde las renovables no tengan capacidad de atender toda la demanda: los CCGT son la tecnología madura, probada y flexible que lo harán posible.