El alza del precio del gas y la ambición de la Unión Europea de desengancharse del que compra a Rusia (en torno al 45% de todo el que consume) ha hecho desempolvar viejos planes de independencia energética que han pasado de recomendables a imprescindibles en pocas semanas. España se enfrenta a un problema añadido por su escasa capacidad para importar y exportar energía del resto del continente; la Península Ibérica es a la vez una ‘isla energética’.
“Una cosa está muy clara: la Unión Europea debe librarse de la dependencia del petróleo, el gas y el carbón rusos”. Así lo expresó dijo Ursula Von der Leyen, presidenta de la Comisión Europea, en su reunión con Pedro Sánchez el pasado mes de marzo. El problema es que lograrlo no será ni rápido ni, sobre todo, barato; de hecho, si algo caracteriza a los combustibles fósiles procedentes de la ex república soviética son sus buenos precios. Eso sí, esta vez Bruselas ha puesto fecha a ese futuro día de la independencia energética, al menos en lo que al trasiego de gas se refiere: a final de año tendrían que haberse reducido en dos tercios las importaciones desde Rusia para acabar definitivamente en 2030, aunque se prefiere una fecha mucho más cercana porque cuanto más tarde, más riesgo.
En realidad, el actual debate sobre la dependencia energética de Europa es un viejo debate. A finales del año 2000, la Comisión Europea publicó su ‘Libro Verde sobre seguridad del abastecimiento energético’. Ya entonces el porcentaje de gas natural que se importaba de Rusia se situaba en el 40% y hubiera superado incluso las proyecciones que entonces se hacían de no haberse cancelado el segundo gasoducto Rusia-Alemania, el NordStream 2, tras la invasión de Ucrania.
Casi todos los riesgos enumerados en aquel documento -“económicos, sociales, ecológicos y físicos”- se han hecho realidad de golpe cuando el azar ha repartido una mano con las cartas seguidas del repunte económico (y su fuerte demanda energética) y la guerra. El sistema vigente de fijación de precios de la electricidad en la UE, ligado al del gas, tampoco ha ayudado.
Cuestiones éticas y de seguridad aparte, la inflación de los precios de la energía, por sí sola, ya supone un riesgo de recesión y no es la primera vez que algo así amenaza a Europa en las últimas dos décadas. La diferencia es que el súbito revés del panorama económico y geopolítico obliga a Bruselas a forzar la máquina para rediseñar su modelo energético y las infraestructuras que lo sustentan.
Los 6 gasoductos transfronterizos de España
En las últimas semanas, España ha estado en el centro de este debate por ser una ‘isla energética’. Esa peculiaridad explica, en parte, que el precio de la electricidad se haya disparado hasta cifras astronómicas en los últimos meses. También se ha hablado y mucho de sus gasoductos, de los que tiene y de los que debería tener para aumentar su capacidad de interconexión y ser capaz de ayudar a Europa en su desenganche del gas ruso.
Son seis las conexiones de gas natural con otros países: aunque los más conocidos son los gasoductos ‘Medgaz’ -que entra desde Argelia por Almería- y el gasoducto del Magreb o ‘Magreb-Europa’ -que atraviesa el norte de Marruecos y desemboca en Tarifa-, hay otros dos que atraviesan la frontera desde Portugal (por Badajoz y por Tuy), a los que se suman las tuberías que cruzan los Pirineos por otros dos puntos, Irún y Larrau.
Pero el problema no es tanto de número como de capacidad de transporte, sobre todo en el caso de los que conectan la red española con la del resto del continente a través de Francia. Según cálculos de Enagás, los que España tiene actualmente permiten aportar a los gasoductos europeos el equivalente a unos siete barcos metaneros al mes (unos 84 al año). No es mucho si se tiene en cuenta que solo a lo largo de 2021 España recibió en sus puertos un número de estos buques tres veces superior (254), de acuerdo con el informe anual que elabora la propia Enagás.
Es decir, aunque España es el primer país de Europa por capacidad de almacenamiento de gas (33% del total) y cuenta también con seis plantas regasificadoras (Francia tiene la mitad) que representan el 25% de la capacidad de regasificación del club comunitario, a corto y medio plazo no sería capaz de inyectar al sistema una cantidad demasiado significativa de gas, mucho menos reemplazar la capacidad de suministro de los yacimientos rusos. A día de hoy, España no puede ser una garantía adicional para la red europea de gas natural más que de una forma potencial.
En todo caso, de esta capacidad de regasificación “solo se utiliza una tercera parte”, puntualiza Javier García Breva, experto en modelos de negocio energéticos. Es decir, aunque en el futuro aumenten las importaciones del gas natural licuado que llega por vía marítima para compensar el que se deje de comprar a Rusia, las infraestructuras existentes serían suficientes para procesarlo.
¿Y qué pasará cuando entre en vigor la reserva obligatoria de gas del 90% de cara al invierno? Para García Breva, España, de nuevo, “debido a su situación de sobrecapacidad gasista, no necesita redimensionar su capacidad de almacenamiento sino tenerla cubierta al mayor nivel posible”. Pone como ejemplo de esa sobrecapacidad el hecho de que “el proyecto del almacén Castor no entrara en funcionamiento y no haya supuesto ningún problema de seguridad de suministro”.
Gasoducto entre Argelia y España: ¿Resucitar el ‘Midcat’?
Para resolver este cuello de botella, algunos sectores han pedido resucitar el proyecto del que iba a ser el tercer gasoducto Argelia-España, denominado ‘Midcat’, pero que fue paralizado en 2019 cuando un informe de viabilidad económica concluyó, irónicamente, que no era viable “al no haber mercado ni demanda de gas, ni en Francia ni en España”, recuerda García Breva.
Además, el contexto geopolítico ha cambiado sustancialmente desde entonces, tanto el de España como el de la Unión Europea, como también apunta este experto: “El gas argelino también tiene sus riesgos y una excesiva dependencia de Argelia podría tener las mismas consecuencias que la dependencia del gas ruso. El problema de Europa es la dependencia energética de los combustibles fósiles y resolver este problema es lo que debería preocupar, mucho más que el cambio de suministradores”.
“La actual situación de dependencia del gas ruso en Europa necesita soluciones a muy corto plazo, para lo que no servirían nuevos gasoductos ni regasificadoras en España”, sentencia. En cambio, sí tendría sentido “construir regasificadoras en los puertos del norte de Europa. Y como ha recordado Josep Borrel, implementar una política decidida de eficiencia energética para reducir la demanda de gas en la calefacción, incentivando tecnologías de ahorro energético y de autoconsumo”.
Plan B: las interconexiones eléctricas
Hay otro problema y se llama ‘transición energética’. El Pacto Verde Europeo prevé que en 2050 la economía de los 27 sea neutra en carbono y en ese objetivo a largo plazo el gas natural, un hidrocarburo, no encaja, por más que hoy sea imprescindible. Por un lado, hacen falta medidas más sencillas y rápidas de desplegar ante la actual crisis de suministro y precios y, por otro, más ‘verdes’, de ahí que Bruselas haya pedido a los socios europeos que mejoren las interconexiones energéticas; sin embargo, en este aspecto España todavía tiene mucho por hacer desde el punto de vista de su red eléctrica.
Desde la Fundación Renovables definen el caso español como el de una auténtica “isla eléctrica”, debido a una capacidad de importar y exportar electricidad “muy por debajo del resto de países de la Unión y de lo aconsejable”, en torno al 5% según datos de REE. “Todavía incumplimos los objetivos de la Unión Europea a 2020 de alcanzar un mínimo de un 10% de ratio de interconexión (entendido como las capacidades de importación/exportación de electricidad con respecto a la potencia instalada) entre países miembros, estando, por tanto, todavía lejos del nuevo objetivo del 15% para 2030”, expone Manuel Abeledo, del departamento técnico de Fundación Renovables.
“Las interconexiones eléctricas son más necesarias y útiles ante incidentes sobrevenidos (climáticos, cortes de suministro, puntas de demanda, paradas de centrales, etc.) e imprevisibles (la caída de una red de alta tensión) y ahora, sobre todo, para aumentar y aprovechar la mayor generación con energías renovables y llevar electricidad renovable de donde sopla el viento a donde no sopla o de donde brilla el sol hacia donde no brilla. Para España es una gran oportunidad”, destaca García Breva. De hecho, considera que aumentar las interconexiones eléctricas es “condición indispensable” para cumplir el objetivo europeo de renovables “no tanto por los excedentes como por la seguridad de suministro, autosuficiencia energética de Europa y reducción de emisiones”.
Hay que dar forma a un nuevo modelo energético, pero Abeledo advierte de que estas infraestructuras “no deben ser concebidas como una oportunidad para sobredimensionar nuestra potencia instalada y convertirnos en grandes exportadores de electricidad renovable”. Porque si hay más interconexiones, globalmente, será más fácil importar la electricidad que cada país no sea capaz de producir.
Inversiones previstas hasta 2030
En línea con la estrategia europea, el Gobierno español aprobó a finales de marzo su planificación eléctrica hasta 2026 con la que espera que la generación renovable crezca hasta cubrir el 67% de la demanda nacional, “desplazando a la generación con gas y aumentando la independencia energética del país”, según detalla un comunicado del Ministerio para la Transición Energética.
Asimismo, prevé invertir 1.260 millones de euros para ejecutar nuevas interconexiones eléctricas internacionales con Francia, Marruecos, Portugal y Andorra; la primera, la más potente, se hará a través de un cable submarino por el golfo de Vizcaya. Con este proyecto, la capacidad de interconexión con Francia pasaría de los 2.800 MW actuales a 5.000 MW en 2026. En el caso de Portugal, la futura interconexión eléctrica norte incrementará los 2.400 MW actuales hasta los 3.000, con un coste estimado de 128 millones.
Por otro lado, el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) hasta 2030 del que se deriva la anterior planificación, contempla para más adelante sendas interconexiones eléctricas con Francia en Aragón y Navarra que elevarían la capacidad total hasta los 8.000 MW “que no llegaría al 15% a que obliga Bruselas”, matiza García Breva. El coste sería de unos 4.150 millones.
“Dichos proyectos son una apuesta muy acertada, pero insuficiente”, coincide Abeledo. Desde la Fundación Renovables toman como referencia la potencia instalada a día de hoy (113.873 MW, según datos de REE) para estimar el impacto de estas inversiones: “El grado de interconexión sería de algo menos de un 10%, estando por debajo incluso del objetivo de 2020 y mucho más para 2030 (sería inferior al 7%), año en el que se incrementará la potencia instalada a 160.837 MW, según las estimaciones del Escenario Objetivo del PNIEC”.
Por otro lado, reclaman más ambición en el terreno de la electricidad ya que “en este Plan se propone que solo el 27% de la cobertura de nuestras necesidades energéticas sea con electricidad, lo que desde la Fundación Renovables nos parece insuficiente y proponemos que sea un 50%”.
