¿Podemos prescindir pronto de los combustibles rusos con ayuda de las renovables de España? Javier Revuelta y Dorian de Kermadec lo calculan para pv magazine

¿Podemos prescindir pronto de los combustibles rusos? Javier Revuelta y Dorian de Kermadec, Senior Principals de AFRY Management Consulting, analizan en exclusiva para pv magazine si realmente es posible prescindir pronto de los combustibles rusos y a qué precio.

La Unión Europea ha manifestado claramente su voluntad de reducir la dependencia de combustibles rusos, petróleo, gas y carbón, siendo Rusia hoy en día el primer exportador hacia Europa de todos ellos. Lo hizo el Consejo Europeo en la declaración de Versalles en marzo de 2022, la Comisión Europea mediante la publicación del plan REPowerEU el pasado mes de mayo, y de nuevo el Consejo Europeo en otra declaración el 30 de mayo sobre detalles del sexto paquete de sanciones a Rusia.

Los objetivos son diversos, y abordan medidas de ahorro energético, diversificación de suministradores, y diversificación de fuentes de energía con una fuerte aceleración del desarrollo de energías renovables. Entre otros aspectos, se menciona el refuerzo de interconexiones energéticas para asegurar los tránsitos necesarios entre países. Y se destaca a nivel europeo y español la posibilidad de “aprovechar el potencial de la península ibérica para contribuir a la seguridad del abastecimiento de la Unión Europea”, conectando la elevada capacidad de regasificación de GNL en España con redes preparadas para el transporte de hidrógeno en el futuro.

Sin entrar en detallados estudios numéricos sobre la viabilidad y los tiempos necesarios para prescindir completamente de las importaciones de combustibles rusos, algunas valoraciones cualitativas preliminares, que deberán ser refrendadas por los oportunos estudios detallados.

Hablemos de gas, de electricidad, y de hidrógeno.

Gas

Europa importa actualmente del orden de 160 bcm/año (miles de millones de metros cúbicos), equivalentes a algo menos de 40% de su consumo total, de los cuales la gran mayoría vienen por gasoducto. Una parte de este consumo podría no necesitarse si logramos reducir el consumo de gas, pero seguirá siendo necesario importar en todos los casos más de 100 bcm/año en el corto plazo, o lo que es lo mismo casi 3 veces el consumo total de España, o algo más que el consumo total de Alemania. Tenemos una elevada capacidad de regasificación de GNL de unos 65 bcm/año que actualmente opera muy por debajo de su capacidad máxima, teniendo en cuenta que la demanda de gas española está en torno a 35 bcm/año de los cuales más de 10 bcm/año vienen de Argelia por tubo.

Así, España no necesitaría importar más de 20-25 bcm/año de GNL para completar la aportación por gasoducto, con que ’sobrarían’ unos 40-45 bcm/año de capacidad de importación de GNL que se podría exportar hacia Europa. No obstante, un primer factor limitante es la capacidad de las interconexiones gasistas, y un segundo factor limitante es la disponibilidad de GNL en el mercado internacional.

Sobre la primera limitación, las interconexiones, hoy en día disponemos de alrededor de 7bcm de capacidad en la frontera con Francia, que se ha usado poco y casi siempre en sentido importador. No obstante, la situación ha cambiado y desde finales de febrero de 2022 la interconexión ya se usa exclusivamente para exportar gas hacia Francia –e, incluso desde el mes de abril, la cantidad exportada diariamente se ha acercado muchas veces a la capacidad máxima de la interconexión–.

Nuestros estudios muestran que, ante una reducción de importaciones rusas prolongada en el tiempo, el uso de la actual interconexión se quedará en valores máximos en sentido exportador. Un hipotético incremento de dicha capacidad mediante el desarrollo del proyecto STEP y Midcat (distintas fases de un mismo proyecto conjunto) aportaría hasta unos 7 bcm/año adicionales, y tardaría unos pocos años de desarrollo y construcción. A falta de nuevos estudios de coste-beneficio, se puede pensar que sí habría un uso importante de dicho tubo ante la permanencia de la hoy deseada independencia de gas ruso. Si, además, se diseña una interconexión apta para exportación de hidrógeno en el largo plazo, tal como se promueve a nivel español y europeo, ganaría valor dicho tubo puesto que existe cierto potencial de exportación de hidrógeno verde ibérico (en el largo plazo). De entrada, por tanto, España podría técnicamente servir de plataforma para la importación de un 5% del gas que Europa compra a Rusia, y en pocos años de desarrollo del proyecto de interconexión gasista del Midcat esta cifra se podría duplicar hasta el 10%.

La segunda limitación es igualmente relevante. Existen reservas de gas en el mundo para un consumo creciente, pero la capacidad de producción actual está ya cerca de máximos en casi todos los mercados, habida cuenta de que los yacimientos se ponen en servicio una vez contratada a largo plazo casi toda la capacidad de producción. También existe cierta saturación del uso de barcos metaneros. Adicionalmente, recordemos que el GNL no sólo debe suplir una deseada bajada de importación de gas ruso, sino que el gas de Holanda, Noruega y Reino Unido seguirá a la baja por motivos ajenos a la invasión (en Holanda se preveía una parada completa en 2022 por cuestión técnica de terremotos similares a los del denostado proyecto Castor en España) mientras que la demanda de gas europea se proyecta bastante constante en el corto plazo.

En la medida en que Rusia no tiene capacidad técnica de licuar y exportar vía GNL todo lo que Europa deje de comprar, el hipotético embargo gradual al gas ruso (que hasta ahora no se ha producido en el gas, como sí se ha anunciado para el carbón y el petróleo por barco) supone de facto una reducción de la oferta de gas en el balance mundial. A mayores, del incremento de producción que Europa está pidiendo a sus socios de medio mundo con los yacimientos existentes, es posible acelerar el desarrollo de nuevos yacimientos y capacidad de licuefacción en los países exportadores, pero ¿cómo puede Europa garantizar compras de gas a largo plazo que viabilicen dichas inversiones gasistas?

Esta responsabilidad, en manos privadas del mercado, no es fácilmente ’by-passeable’ por la Unión Europea, por lo que existe una doble limitación de tiempos y de desarrollos regulatorios que permitan a los traders acelerar nuevos yacimientos. Sin ir muy lejos, las nuevas terminales de GNL que Alemania quiere desarrollar en tiempo récord tienen serias dificultades para encontrar interés entre los agentes/traders del mercado, debido a que dichos agentes no tienen GNL en sus porfolios para hacer uso de estas nuevas capacidades a corto o medio plazo, y que van a tener difícil contratar nuevos volúmenes por la situación de tensión en el mercado global. Europa no debería tener problemas para desarrollar tubos para conectar mejor Iberia con Francia o nuevas terminales de GNL, pero sí para intervenir en los mercados si quiere actuar para acelerar la disponibilidad de nuevas fuentes de gas para sus países miembros.

Electricidad

España tiene actualmente una capacidad de exportación de 3 GW instantáneos, o 26 TWh/año si exportase a plena capacidad. Esto supone aproximadamente 10% tanto en potencia media como en energía anual respecto al consumo nacional (peninsular), y apenas 1% del consumo medio europeo igualmente en potencia y energía. En el año 2027 se espera incrementar a 5 GW la capacidad de interconexión con Francia, o 1,6% del consumo medio europeo, y proyectos adicionales de interconexión eléctrica son hoy por hoy inciertos y en la práctica imposibles antes de bien entrada la próxima década. Pero es que, además dicha interconexión, existente y prevista, ya estarán saturadas un porcentaje de horas crecientes en el sentido exportador, y otro porcentaje de horas en el sentido importador cuando Francia presenta potencia nuclear sobrante y la tecnología marginal española seguirá siendo gas (típicamente por las noches no ventosas).

Por tanto, incrementar el ritmo de instalación de energías renovables en la Península Ibérica no incrementa sustancialmente la contribución ibérica a la seguridad eléctrica europea, sino que, de un hipotético incremento de renovables (adicional a la ya creciente senda base prevista), una parte se quedará en España (sustituyendo gas), otra pequeña parte se podría exportar en algunas pocas horas no saturadas en el escenario tendencial, y una parte se perderá ante excedentes sobrantes no aprovechables.

Lo que urge es el desarrollo de almacenamiento en baterías y bombeos hidráulicos reversibles, que arrastra otros problemas económicos y regulatorios (solucionables con voluntad política, pero, ojo, con necesidad de cambios regulatorios no triviales).

Hidrógeno

España consume hoy casi 20 TWh/año (o medio millón de toneladas) de hidrógeno gris, i. e. producido por reformado de metano y siendo fuente de importantes emisiones de CO₂. El objetivo del Gobierno (previo a la invasión de Ucrania y a REPowerEU) contempla desarrollar 4 GW de capacidad de electrólisis, que podría sustituir el equivalente a ~25-35% del consumo nacional actual por hidrógeno verde, libre de emisiones. Este plan es ambicioso, pero realizable, e incluso técnicamente superable ante la disponibilidad de subsidios y de la capacidad de la cadena de suministro que también está por desarrollar. Pero en el horizonte 2030, ¿incrementar la producción de hidrógeno verde hasta el punto de saturar y sobrepasar la demanda nacional? Extremadamente improbable en este horizonte. También, en nuestra opinión, innecesario, habida cuenta de que aparecerán en España nuevas demandas en transporte y sobre todo para el calor industrial que es difícilmente electrificable cuando se necesitan altas temperaturas en los procesos. Dicho de otra forma, creemos que España tomará para consumo nacional toda esta década y gran parte de la siguiente todo el hidrógeno verde que sea capaz de producir.

En el medio y largo plazo, nuestros estudios sí muestran no sólo que sí existiría la posibilidad técnica de exportar hidrógeno sobrante, sino que apunta a ser económicamente interesante al menos para el sur de Europa, y potencialmente más allá en función de las decisiones de la Unión Europea en cuanto a la producción o la importación de hidrógeno azul (i.e. hidrógeno gris, pero asociado con captura y almacenamiento del CO₂ generado en el proceso).

Conclusión

La Península Ibérica puede aportar ciertas contribuciones al aprovisionamiento energético europeo, ante el deseo de acelerar la independencia de gas ruso. Pero es preciso entender los tiempos, los volúmenes, y los retos técnicos, económicos y regulatorios. En el horizonte 2030, España puede contribuir:

– en gas, de manera modestamente relevante hasta un 5% (sin MidCat) o un 10% (con MidCat) de las actuales importaciones rusas; esta contribución es sujeta a la disponibilidad del GNL para descargas en las plantas de regasificación españolas;

– en electricidad, de manera testimonial mediante aproximadamente 1% del consumo europeo medio hasta 2027, y 1.6% más allá tras la previsible interconexión del Golfo de Vizcaya;

– en hidrógeno, no esperamos todavía sobrantes de producción que permitan exportación alguna.

Más allá de 2030, todas las cifras anteriores podrán verse incrementadas, con políticas acompasadas de generación y transporte, importantes desarrollos regulatorios en varios frentes, y capacidad financiera que hoy por hoy se presenta como el menor de los problemas. No es, por tanto, cuestión de dinero, que está disponible tanto por la parte privada como la contribución pública, sino de planificar y regular con visión de futuro clara. En este tránsito, parece inevitable tomar algunos riesgos de inversión a nivel europeo y español, ya que no tomarlos conlleva probables riesgos peores de garantía de suministro y de altísima volatilidad de precios.

A corto plazo, seamos realistas sobre las posibilidades de alternativas al gas ruso y una de dos, o (a) asumimos que no prescindiremos del gas ruso si queremos mantener el actual nivel de confort y de PIB, o (b) preparemos planes europeos de reducción / destrucción de demanda a nivel doméstico y / o industrial, porque donde no hay no se puede sacar.

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Sobre los autores:

Javier Revuelta es Senior Principal de AFRY Management Consulting en Madrid, como responsable de la actividad de modelización de mercados eléctricos y regulación del sector energético. Trabajó anteriormente en el gestor técnico del sistema eléctrico, Red Eléctrica de España, en las áreas de Operación y Planificación de la red así como en consultoría internacional.

Dorian de Kermadec es Senior Principal en la oficina madrileña de AFRY Management Consulting, donde es responsable de los proyectos vinculados al sector del gas natural y de los nuevos gases “low carbon” y también de las actividades de consultoría de AFRY en Suramérica. Anteriormente fue trader de gas en el grupo energético Engie.

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