Los expertos dudan de la rentabilidad de un futuro gasoducto España-Italia

Los consumidores deberán pagar los 3.000 millones de inversión de un tubo que beneficiaría más a Europa que a los países promotores

Gasoducto Magreb-Europa.

En la carrera contrarreloj de la Unión Europea por desengancharse del suministro de los combustibles rusos, figura la intención de los gestores de las redes de transporte italiano, Enagás y SNAM, de construir un gasoducto bajo las aguas mediterráneas entre Cataluña y la Toscana. Un proyecto incluido en el plan REpowerEU que acaba de presentar Bruselas sobre medidas para dicha desconexión de Rusia en el mercado energético europeo en el corto y el largo plazo. En él se pide expresamente una evaluación a fondo de la infraestructura.

 Ambos operadores firmaron a mediados de este mes un memorando para analizar la viabilidad técnica de un tubo que, indican fuentes del sector, ha puesto encima de la mesa el Gobierno de Mario Draghi y que Enagás ha recibido positivamente. Según las mismas fuentes, desde el punto de vista técnico resulta factible un tubo que tendría una longitud de 700 kilómetros y podría suponer una inversión de 3.000 millones de euros.

Pero es en el aspecto económico donde podría encallar una infraestructura que, salvo que se financie con fondos europeos, lo cual es dudoso, la tendrían que pagar los consumidores españoles e italianos en su factura del gas. Ni España ni Italia tienen problemas de suministro, pero sí, como el resto de Europa, de altos precios.

Y, aunque el país transalpino tiene servidumbre del gas ruso, acaba de firmar una importante ampliación de sus contratos de suministro con Argelia, con la que tiene un enlace por Sicilia, el Transmed. Concretamente, 9 bcm (mil millones de metros cúbicos) de gas adicionales a partir de 2023 y 2024, lo que supone un 40% más que ahora. Según las mismas fuentes, el tubo beneficiaría más al resto de Europa, que recibiría gas desde el sur por las redes que la unen con Italia.

Expertos consultados dudan que el gasoducto entre Barcelona y Livorno pueda prosperar, tal como ha ocurrido con el proyecto de Midcat con Francia, que siempre rechazó el Gobierno galo. En este caso, España debía pagar 600 millones de euros y Francia, 2.000 millones. Suponiendo que España e Italia se repartiesen el coste del futuro gasoducto mediterráneo a partes iguales, 1.500 millones de euros, el peaje de la factura del gas natural se dispararía.

Demanda a la baja

Por el momento, el proyecto está solo sobre el papel. Si desde el punto de vista técnico se demuestra viable su construcción (sería el primero que atravesara el Mediterráneo), el siguiente paso sería su aprobación por parte de los Gobiernos y de los reguladores sectoriales de ambos países. Posteriormente, la UE debería decidir si lo declara proyecto de interés común.

Según los italianos, el tubo podría tener una capacidad para transportar entre 15 y 30 bcm, lo que cuestionan desde la parte española. El gasoducto de Medgaz tiene una capacidad de 8 bcm, que se va a ampliar a 10 bcm.

Otro problema que detectan los expertos es que se trata de un proyecto ideado en caliente, en plena crisis energética, que no responde a un incremento real del consumo de gas en Europa (más bien, este se está destruyendo), sino a una demanda por acopio acelerado de combustible ante el temor de los páises de un posible desabastecimiento para el próximo invierno si se prolonga la guerra de Ucrania.

Lo lógico, añaden, es que si esta termina o se produce un cambio político en Rusia en algún momento, el precio del gas se derrumbará, “y lo que hoy es necesario, ya no lo será”. Por otro lado, no hay que olvidar que “en el marco de los planes de transición energética para alcanzar la descarbonización en 2050, este combustible jugará un papel cada vez más secundario”, añaden.

Por otro lado, los países se están armando por su cuenta para afrontar algún posible corte de suministro. Tal es el caso de Alemania, que está dando los pasos para alquiler cuatro regasificadoras flotantes en el Mar Báltico durante cinco años, con una capacidad de entre 5 y 10 bcm cada una. Estos barcos son propiedad de la noruega Höegh LNG y la griega Dynagas.

Aunque el sistema gasístico español está a tope, en los últimos años, la sobrecapacidad llevó a las grandes eléctricas a solicitar el cierre de media docena de centrales de ciclo combinado. Además, de las seis plantas de regasificadoras que gestiona Enagás, la de El Musel, en Asturias, fue hibernada (solo recibe el coste de la inversión) por falta de producción. En estos momentos, se tramita su uso como planta logística para la descarga temporal de buques.

En cualquier caso, la situación ha dado un vuelco radical con la crisis derivada de la invasión de Ucrania. Según datos de Enagás, la recarga de buques en España se ha disparado un 285% en lo que va de año; todos los slots están reservados y las interconexiones con Francia están funcionando al 100% de su capacidad.

El transporte de hidrógeno verde como excusa

Midcat. El impulso europeo a nuevos gasoductos, especialmente desde el sur hacia el norte de Europa, responde a la excusa del futuro transporte de hidrógeno verde. De hecho, el frustrado proyecto del Midcat, para enlazar España y Francia, podría resucitar para transportar hidrógeno, tal como ha reconocido el propio Gobierno. De hecho, cualquier tubo en proyecto debe incluir esta opción.

Retribución. Aunque una red de gasoductos, ya sea para gas natural, hidrógeno o cualquier gas renovable, es el sueño de los transportistas y gestores de la red (TSO), como Enagás o SNAM, porque sería una nueva fuente de retribución regulada, los expertos dudan de su eficiencia. Para que el hidrógeno verde sea rentable, aseguran, es necesario producirlo junto a las plantas industriales a las que se vaya a abastecer, pues licuarlo para su transporte requiere es necesario someterlo a muy bajas temperaturas , “y las pérdidas son enormes”, subrayan.

Electrificación. Solo los sectores que no sean electrificables, como el transporte marítimo, el aéreo o la producción de azulejos, pueden aprovechar el hidrógeno verde. De lo contrario, el coste es elevado: producir este gas con generación de renovable cuando se pueda utilizar esta directamente, es duplicar el proceso y el coste, señalan fuentes del sector.