Europa se topa con el efecto bumerán en su apuesta por la transición energética
El bloque comunitario pone punto final a su invierno más difícil pero acumula desafíos para alcanzar la soberanía energética
La primavera ha puesto fin al más temido invierno en materia energética en las últimas décadas. A medida que los hogares del Viejo Continente apagan su calefacción, Bruselas y los Veintisiete ponen su mirada en acelerar sus dos grandes apuestas para una transición energética sin importaciones rusas: el aumento de su capacidad para recibir gas natural licuado (GNL) y el vuelco hacia las renovables. El desafío para los socios comunitarios es ahora evitar volver al mismo punto de partida, donde una infraestructura poco flexible, una fuerte dependencia a un socio no fiable y múltiples retrasos y obstáculos en el sistema energético llevaron al bloque a temer un invierno a oscuras. Estas inversiones ya parecen enfrentarse con dos grandes cuellos de botella; un mercado del gas sacudido por la vuelta de China y los contratiempos para el suministro de componentes claves para el despliegue de las renovables.
La intención de la Comisión Europea desde comienzo de la ofensiva rusa en Ucrania fue la de frenar la financiación a la maquina bélica del Kremlin a la vez que potenciaba en el medio plazo su giro verde. El gas natural licuado permitió este primer invierno sustituir el gas que antes llegaba desde Moscú, que en 2021 representó el 40% del gas consumido en el bloque. Así, en 2022, las compras de GNL aumentaron un 67% interanual frente al año anterior. Pero para que esto sea posible, la Unión Europea apostó decididamente por construir nuevas terminales regasificadoras de GNL, un paso previo a poder inyectar el gas a sus tuberías para que lleguen a los hogares e industrias. Así, por ejemplo, Alemania pasó de no contar con ninguna de estas infraestructuras a tener tres instalaciones operativas en la actualidad, lo que le permite no depender de la capacidad del resto de los socios, en particular España y Portugal. A esto se suman proyectos en Francia, Países Bajos, Grecia, Finlandia y Estonia. En total, Bruselas tiene como objetivo aumentar un 34% su capacidad de regasificación para 2024, en comparación con los niveles previos al comienzo de la guerra.
A medio plazo, Europa podría contar en 2030 con una capacidad de GNL por hasta 400 billones de metros cúbicos (bcm), un 48% más que la actualidad, según datos del centro de estudios IEEFA. Esto contrasta con las previsiones de la industria, que prevé que la demanda de este hidrocarburo se limite a entre 150 y 190 bcm a comienzos de la próxima década. Es decir, la agresiva apuesta comunitaria dejaría al menos a la mitad de la infraestructura construida sin utilizar.
“Es el seguro más caro e innecesario del mundo. Europa debe equilibrar cuidadosamente sus sistemas de gas natural y GNL, y evitar que la balanza se incline de la fiabilidad a la redundancia”, comenta Ana María Jaller-Makarewicz, analista de Energía de IEEFA. Además, la especialista resalta que impulsar este tipo de infraestructura no aumentará necesariamente la seguridad: “hay un riesgo tangible” de que los activos queden bloqueados. Por más que la UE tenga capacidad de regasificación, el funcionamiento del mercado global de GNL, fuertemente dominado por China y Japón, no asegura que el combustible efectivamente llegue a costas europeas.
Por ejemplo, según las previsiones de la Agencia Internacional de Energía (AIE), la demanda de GNL de China podría aumentar un 10% solo en 2023 gracias a la reapertura económica tras la crisis sanitaria. Los analistas de la AIE incluso estiman que el alza podría llegar al 35%, en el escenario más competitivo. “Si la demanda global de GNL vuelve a los niveles anteriores a la crisis, se intensificará la competencia en los mercados globales e inevitablemente los precios volverán a subir”, ha afirmado este jueves Jean-Baptiste Dubreuil, analista del organismo dependiente de la OCDE.
Respecto al suministro, los datos presentados por el think tank vuelven a señalar que el abrazo europeo al GNL no hace más que abrir una ventana adicional a las importaciones rusas. Mientras la llegada de gas natural ruso a través de gasoductos cayó casi un 60% en 2022 frente al año anterior, según datos del centro de estudios Bruegel, los envíos a través de grandes buques no han dejado de aumentar. Las importaciones provenientes de Rusia hacia Francia y Bélgica aumentaron un 58% el último año. Un poco más atrás aparece España, con un crecimiento del 50%, como ya reconoció el Gobierno.
Las previsiones para este año tampoco son mucho mejores. Los analistas de Bruegel estima que los Veintisiete tendrán que hacer frente en 2023 a una factura por más de 9.300 millones de euros por sus importaciones de GNL ruso. Esto equivale a un tercio del total de las importaciones energéticas que el bloque prevé comprarle a Moscú.
El análisis de IEEFA destaca precisamente que España sería el país europeo con mayor porcentaje de capacidad de regasificación sin utilizar en 2024. Esto llega a la vez que Enagás ultima la puesta en marcha de una nueva planta de GNL en El Musel (Gijón) construida entre 2010 y 2013, que alcanzó en febrero el visto bueno de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) para establecer un régimen económico singular.
De verde a rojo
El gran responsable de la caída en la demanda de gas es el rápido despliegue de las energías renovables. Los planes comunitarios prevén que para 2030 al menos el 40% del consumo total de energía provenga de fuentes renovables. Sin embargo, el mercado ya adelanta los cuellos de botella próximo que podrían poner en jaque este objetivo.
Es el caso, por ejemplo, de la energía eólica. De acuerdo a un análisis de la agencia de investigación BloombergNEF, las instalaciones de este tipo aumentarán un 15% desde 2023 al 2030, a la vez que la eólica marina crezca un 500% en el mismo período. El problema, según la firma, es que los fabricantes de turbinas se encuentran fuerte a una “gran presión financiera” que dificulta una mayor inversión para hacer crecer su capacidad. Las principales empresas del sector, como Vestas, GE Renewable Energy, Nordex o Siemens Gamesa, anunciaron fuertes pérdidas en 2022 debido al aumento de costes de material y de transporte. Al mismo tiempo, las disrupciones en las cadenas de distribución exacerban la situación de crisis.
Pero el verdadero problema parece estar en una de las mayores apuestas del bloque comunitario: el hidrógeno. La falta de electrolizadores, que descomponen el agua para generar hidrógeno, podrían poner en jaque el futuro de este mercado energético, central para el Pacto Verde Europeo. Las principales compañías del sector prevén que el mercado de estos dispositivos no logre satisfacer la demanda entre 2025 y 2027, según una encuesta realizada por Bloomberg, a la vez que mencionan algunos contratiempos en la actualidad.
Además, por tratarse de un sector en pleno auge, las energéticas reconocen problemas para asegurar servicios de ingeniería, construcción y adquisiciones en sus proyectos de hidrógeno. La explicación es que, al tratarse de un sector incipiente, cada proyecto es único y requiere de mucha capacidad contratada. Esto genera una posibilidad para los proveedores chinos: las compañías asiáticas se expanden rápidamente en el sector, y podrían encontrar un hueco en el mercado europeo si la legislación comunitaria lo permite. Esto pone otra vez a Bruselas en aprietos: ¿acelerar el rápido aumento de esta tecnología o evitar un nuevo vínculo de dependencia con otra potencia?
Sin embargo, hay espacio para las buenas noticias. El estudio de BloombergNEF resalta que las energéticas se muestran aún optimistas y confiadas. 47% de las firmas relevadas se muestran más optimistas sobre el futuro del hidrógeno que el semestre anterior, frente a solo el 18% que considera que el futuro se ve peor.
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