Así es la red de gasoductos y metaneros que abastece a Europa
Los países han tenido que volcarse en la importación por vía marítima de gas licuado ante la caída de las entregas en los gasoductos
Europa depende del exterior para abastecerse de gas, y este solo puede llegar por dos vías cuyas características son opuestas: o bien los gasoductos que dan seguridad en el suministro a menor coste, pero cuya apertura y cierre está en manos del país productor, o por metaneros de gas natural licuado que permiten comprar en un mercado global pero a mayores costes.
A grandes rasgos, los gasoductos que abastecen a Europa vienen de tres productores. Rusia alimenta Alemania y la Europa central Oriental, Argelia el Sur de Europa (con gasoductos a España e Italia) y Noruega a países de Europa del Norte y Occidental. La crisis ucraniana y la crisis diplomática entre Marruecos y Argelia han restringido el suministro por dos de las vías principales, y han obligado a la región a compensar la caída importando gas por vía marítima.
Rusia cuenta con una gran red de gasoductos que conectan sus campos de gas con Europa, sobre todo a la región conocida como el "Baumgarten", que abarca Alemania oriental, Austria y los países de Europa del Este. Históricamente, la mayor parte de sus envíos transitaban por la red de conocida como el "Corredor Ucraniano", compuesta principalmente por los gasoductos "Progreso", Kiev-Ucrania del Este y SDKRI. Esta infrastructura transportaba hasta 2019 alrededor de un 45% de los envíos rusos a la región, aunque fuentes del Gobierno ucraniano han asegurado a Cinco Días que desde 2020 este porcentaje habría caído hasta solo un 20%.
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Fuera de esta red, destacan el Nordstream, una gran tubería que conecta los campos rusos con Alemania a través del báltico y tiene una capacidad de 55 millones de bcm (cientos de miles de metros cúbicos, la unidad de medida para transporte de gas), y el gasoducto Yamal Europa, que atraviesa Belarús y Polonia para llegar a Alemania y tiene una capacidad de 32.9 bcm. Estos dos gasoductos sumados, sin embargo, no alcanzan la capacidad total del corredor ucraniano, que llega a unos 90bcm.
Por otra parte, en 2021 se concluyo la construcción del Nord Stream 2, el gasoducto gemelo del Nord Stream que traza la misma ruta. El proyecto, que ha costado en torno a 9.500 millones de euros y fue financiado al 50% por empresas europeas como Shell, Engie, y las alemanas OMV y Uniper, permitirá redirigir los envíos rusos sin cruzar el territorio de las exrepúblicas soviéticas. El futuro del gasoducto, sin embargo, permanece incierto precisamente a causa de la concentración de tropas rusas en la frontera ucrania. Si bien el vicepresidente de la Comisión Europea, Valdis Dombrovskis, aseguró el 31 de enero que la aprobación del ducto se encuentra suspendida por "ir en contra de la legislación europea", nada garantiza que en el medio plazo no se pueda retomar.
Los países del sur de Europa, por su lado, reciben gas desde el Norte de Europa. El principal proveedor de gas de España es Argelia, que suministra alrededor del 30% de sus importaciones por el gasoducto Medgaz y ahora por vía marítima. Hasta el año pasado, hacía también gran parte de sus envíos por medio del gasoducto Magreb-Europa, pero la crisis diplomática con Marruecos incitó al Gobierno argelino a detener los envíos por esta ruta.
Italia, por su parte, recibe gran parte del gas desde Libia por medio del gasoducto Greenstream y desde Argelia por medio del Transmed, que conecta el norte de África con Sicilia y el sur de Italia a través del mediterráneo. Sin embargo, cabe destacar que los italiano también importan alrededor del 40% de este combustible desde Rusia.
El GNL utiliza tecnología especializada para enfriar el gas natural y así convertirlo a estado líquido, lo que facilita transportarlo por vía marítima para después convertirlo de nuevo en gas. De esta forma, el combustible se puede adquirir gas de productores como Australia, Rusia, Nigeria o el Golfo Pérsico y enviarlo a cualquier parte del mundo sin necesidad de tuberías. Actualmente, China es el principal destino mundial para este elemento, ya que sus intensos esfuerzos de descarbonización han desviado gran parte de su producción eléctrica hacia este producto.
Los envíos de GNL, sin embargo, pueden ser mucho más caros. Los contratos pueden ser a largo plazo, pero si la necesidad es demasiado corta, se realizan contratos a largos plazos con una prima que recompense al proveedor. Las variables de estos contratos suelen ser volumen, precio y duración. "Por ejemplo, un contrato podría durar 20 años. En ese plazo tiene un volumen de entregas mínimo y máximo a un precio variable supeditado a algún derivado del precio del petróleo. Otros contratos pueden ser a cortísimo plazo y estar ligados al precio por ejemplo del TTF, potencialmente con una prima si hay una demanda significativa. El tipo de contrato dependerá de las necesidades”, ha explicado a CincoDías un portavoz de International Gas Union (IGU), organización que abarca al 95% de los actores de la cadena de valor mundial del gas. En este sentido, mientras algunos metaneros satisfacen las necesidades de los contratos a largo plazo, otros pueden viajar a los destinos con contratos rentables a corto plazo.
Las recientes tribulaciones diplomáticas, sin embargo, han disparado el precio. Los futuros en el mercado neerlandés, que es el referente europeo, permanecen alrededor de un 300% por encima de la media de 2020, y no se normalizarán hasta 2024, de acuerdo con las cifras de Intercontinental Exchange. Afortunadamente, la llegada de numerosos metaneros a puertos europeos en las últimas semanas ha aliviado la presión. Los futuros en el mercado neerlandés han caído en un 55,2% desde el último pico el 21 de diciembre, aunque se mantienen muy por encima de la media de 2020.
En el caso de España, la mayor contratación de gas licuado está ligada al cambio de suministrador tras el cierre del gasoducto Magreb-Europa (el que conecta la Península con Argelia a través de Marruecos). Según cifras de Enagás, las importaciones de GNL representaron el 68,8% del total del gas en el sistema gasístico español en diciembre de 2021, en contraste con el 47,6% que representaban en diciembre de 2020. Asimismo, su porción del sistema es un 4% superior a la de noviembre y un 15,7% superior a junio de 2021, cuando comenzó la crisis energética.