La ruptura de relaciones comerciales de Argelia con España en respuesta al apoyo a las tesis anexionistas marroquíes sobre el Sahara no debería impedir la entrada del gas argelino contratado por Naturgy, socia del gasoducto Medgaz junto con la argelina Sonatrach, al menos hasta 2032. Sin embargo, una escalada de la tensión entre el Gobierno de Pedro Sánchez y Argel podría derivar en cortes parciales en incluso totales que deberían resolverse mediante un arbitraje internacional. Especialmente si el suministrador detecta que se está revendiendo su gas a Marruecos, una espada de Damocles que pende sobre el acuerdo energético. Argelia cuenta además con la opción de elevar los precios del gas que vende a España hasta extremos inasumibles. Naturgy negocia en la actualidad un alza de los precios hasta 2024. Un mal paso y los españoles pagarán muy caro el desplante a Argel, dejando en papel mojado los supuestos planes para abaratar la electricidad con el tope al gas.

El año pasado, Argelia le suministró a España el 42% de su consumo de gas si bien ese porcentaje se ha reducido hasta el 26% en el primer trimestre del año como consecuencia del cierre del gasoducto del Magreb, que atravesaba Marruecos. El cierre ha hecho necesario relanzar las entradas de gas desde Norteamérica, lo que ha convertido aEstados Unidos en el mayor proveedor de gas a España.

¿Cuánto gas nos venderá Argelia en 2022?

El Gasoducto Magreb-Europa (GME), que discurre por el territorio marroquí, se cerró en octubre pasado. El GME es un conducto de más de 1.400 kilómetros de longitud que estaba operativo desde hace 25 años y que enlazaba el campo argelino de Hassi R’mel a través del territorio marroquí en unos 540 kilómetros y del Estrecho de Gibraltar en un tramo submarino de unos 45 kilómetros antes de llegar a Cádiz. Transportaba una media anual de 10.000 millones de metros cúbicos a la Península que ahora han sido suplidos por la entrada de metaneros desde EE UU y por el mayor flujo desde el otro gasoducto, propiedad al 51% de Sonatrach y al 49% de Medina Partnership (50% Naturgy, 50% del fondo BlackRock).

Medgaz, de una longitud de más de 750 kilómetros que conecta directamente el campo argelino con Almería, entró en funcionamiento 2010 y tiene una capacidad de 8.000 millones de metros cúbicos, aunque Argelia ha ampliado su capacidad en un 25% para poder responder a la demanda española. De este modo, su capacidad supera los 10.000 millones de metros cúbicos anuales, según la sociedad. La explotación del gasoducto obliga a una constante colaboración entre Argel, Rabat y Madrid en los cuatro tramos en los que se divide.

¿Qué pasaría si esa colaboración se rompe? España tendría serios problemas de suministro mientras se solventan los litigios. Y es que en 2018 España compró 200.948 gigavatios hora, una cantidad que se redujo en 2021 a 177.989 GWh. En los tres primeros meses del año, han llegado por el gasoducto Medgaz apenas 28.000 GWh, una caída del 33% respecto al mismo trimestre del pasado año. Esa caída ha aupado a EE UU como mayor proveedor (43,3%) por delante de Argelia (29,6%).

Si Argelia cortara el grifo habría que incrementar notablemente las entradas de metaneros desde Nigeria, Qatar y Egipto, entre otros proveedores. EE UU podría aumentar también las entregas, aunque ya están a pleno rendimiento. Pero suplir el gas argelino, cuyas entregas podrían rondar los 130.000 GWh este año, obligarían a un desembarco de metaneros nunca visto en España. En concreto, unos 125 buques más de los actuales ya que cada uno puede transportar de media 150.000 metros cúbicos de gas natural licuado (GNL), equivalente a unos 1.000 GWh, aunque los buques más grandes pueden llegar a transportar hasta 266.000 metros cúbicos.

¿Hay capacidad suficiente?

La capacidad de regasificación de tal volumen de GNL está por ver, aunque España es el segundo país del mundo tras Corea del Sur con más plantas de regasificación: seis en total. La de Huelva, la más grande de Enagás y destino de buena parte de los metaneros desde EE UU, está a plena capacidad o lo que es lo mismo, cinco metaneros al mes. La de Barcelona, la de mayor capacidad de almacenamiento de Europa, hasta 760.000 metros cúbicos, también.

¿A qué precio?

Pero en el hipotético caso de que tal desembarco pudiera llegar a concretarse, con el mercado de metaneros saturado y con la práctica totalidad de buques con contratos cerrados durante meses, el precio del gas se dispararía a extremos inasumibles. Según los datos de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, el coste de aprovisionamiento de la materia que llega en forma de GNL es el doble de caro que si lo hace por tubería. E incluso podría pagarse cuatro veces más caro. ¿Por qué? Para empezar por las facturas del transporte y de Enagás, que engloba conceptos como la descarga, el canon de almacenamiento de GNL, el proceso de regasificación, la puesta en frío o “cooling down”, la carga de cisternas, el acceso al transporte y la salida definitiva del gas.

¿Y las reservas?

En cualquier caso, España cuenta con reservas suficientes. Los cuatro almacenamientos subterráneos en España se situaron en el 82% de llenado al inicio de este invierno (dos puntos más que las reservas de gas que obliga la UE a partir de noviembre para garantizar el suministro del próximo invierno) y actualmente se encuentran a niveles aproximados del 60%.

Pero Argelia también saldría perjudicada, ya que la venta de hidrocarburos supone el 90% del PIB argelino y España sigue siendo clave en su negocio de gas ya que dispone de flujo suficiente para aumentar las ventas a Italia sin necesidad de reducir sus entregas a la Península. Sin embargo, la creciente dependencia interna de los argelinos para producir electricidad podría ser utilizada para reducir las exportaciones.