El gas es cosa de siete

Liberalizar es una cosa y desmonopolizar, otra. A poco m¨¢s de un a?o de la plena liberalizaci¨®n del mercado del gas, pocos son los clientes autorizados que han podido cambiar de Gas Natural a otro proveedor y menos a¨²n los que han podido elegir una alternativa distinta a la de las comercializadoras creadas por el¨¦ctricas o petroleras. La ausencia de comercializadores independientes en la adjudicaci¨®n del 25% del contrato de gas argelino, el retraso en la apertura del capital de Enagas y en su conversi¨®n en gestor t¨¦cnico del sistema, y la apuesta por las regasificadoras y el gas licuado, levantan suspicacias entre los grandes consumidores de energ¨ªa. Dudan de que la liberalizaci¨®n formal que se est¨¢ realizando en estos mercados vaya a introducir realmente una mayor competencia y a deparar menores precios.

Inversiones y contratos compartidos entre los grandes grupos limitan la competencia en los futuros mercados abiertos del gas y la electricidad

'Si queremos que todo siga como est¨¢, es preciso que todo cambie'. Ante lo inevitable, la apertura y liberalizaci¨®n de los sectores energ¨¦ticos en Europa, gas¨ªsticas, petroleras y el¨¦ctricas espa?olas se han sumado a la m¨¢xima de los personajes de Giusepe Tomasi di Lampedusa, en El Gatopardo. Tras resistirse con u?as y dientes durante a?os a la liberalizaci¨®n de sus mercados, de la noche a la ma?ana todas se han puesto de acuerdo en adoptar la estrategia multiutility y han anunciado ingentes inversiones para operar y competir en los distintos mercados energ¨¦ticos.

Las el¨¦ctricas, las cuatro mayores copan hoy el 98% del mercado de generaci¨®n, han creado comercializadoras de gas; Gas Natural, que controla el 79% del mercado del gas natural (casi el 95% si se le agrega su participada Gas de Euskadi), construye centrales el¨¦ctricas para vender kilovatios a sus clientes; la petrolera Repsol YPF, que es accionista mayoritario de Gas Natural y tiene yacimientos de gas, comparte los proyectos el¨¦ctricos de su participada; y la otra petrolera espa?ola, Cepsa, junto a su socio mayoritario TotalFina ELF, constituy¨® a principios de a?o una comercializadora de gas para clientes industriales y ha creado una sociedad al 50% con la estatal argelina Sonatrach para el desarrollo de un nuevo gasoducto entre Argelia y Espa?a. Los intereses de unas y otras se entrecruzan en muchos de los proyectos, bien como socios, bien como proveedores, bien como socios y proveedores, o indirectamente a trav¨¦s de accionistas principales compartidos en sus grupos matrices.

Fuerte crecimiento

Junto a liberalizaci¨®n de los mercados, el otro gran acicate para esta carrera de el¨¦ctricas, Gas Natural y petroleras en torno al gas radica en la dimensi¨®n del negocio. Es la materia prima energ¨¦tica de mayor crecimiento en los ¨²ltimos 15 a?os y sus perspectivas para los pr¨®ximos 15 a?os son de incrementos a¨²n mayores de la demanda. Seg¨²n el Libro Verde de la Comisi¨®n Europea en 2010 dos tercios de la nueva demanda de energ¨ªa en la UE deber¨ªa cubrirse con gas, y espera que entre 2010 y 2030 el 40% de la electricidad en el Viejo Continente se genere a partir del gas natural, 'lo que representar¨ªa un 45% del consumo de esta materia prima'.

Las cifras en Espa?a no son menos elocuentes. Se prev¨¦ que el consumo de gas natural pase de 17 bcm (cada billion cubic meter equivale a 1.000 millones de metros c¨²bicos) del a?o 2000 a 43,4 bcm en el 2010.

Buena parte de esta demanda futura, como apuntan las previsiones del Libro Verde, proceder¨¢ de los productores de electricidad. El gas natural, por precio, magnitud de las reservas mundiales, diversificaci¨®n geogr¨¢fica de los yacimientos, ausencia de procesos de cartelizaci¨®n entre los pa¨ªses productores, y por su impacto medioambiental (es el combustible f¨®sil m¨¢s limpio), est¨¢ considerado como la fuente m¨¢s adecuada en las pr¨®ximas d¨¦cadas para los grandes consumidores industriales de energ¨ªa y para la generaci¨®n de electricidad (el coste del kilovatio es mucho menor que el generado a partir de carb¨®n o gas¨®leo). Las inversiones para construir estas plantas, llamadas de ciclo combinado, son relativamente menos cuantiosas que las que requiere la construcci¨®n de otro tipo de centrales el¨¦ctricas. Adem¨¢s, electricidad y gas son abastecimientos energ¨¦ticos cada vez m¨¢s complementarios lo que facilita a un grupo multiutility el suministrar ambos a un mismo cliente industrial logrando econom¨ªas de escala y un mayor grado de fidelidad entre demandante y proveedor.

Todos estos factores han impulsado la apuesta de Gas Natural y de las grandes el¨¦ctricas por las centrales de ciclo combinado. Las licencias de instalaci¨®n solicitadas para este tipo de centrales suman una producci¨®n adicional de 25.000 megavatios para el mercado espa?ol, aunque las previsiones de Red El¨¦ctrica y de la Asociaci¨®n Nacional de Empresas El¨¦ctricas (Unesa) cifran en s¨®lo 8.000 megavatios las necesidades adicionales de electricidad hasta el a?o 2005. Los n¨²meros tampoco cuadran en cuanto a los objetivos de cuotas del mercado de gas natural espa?ol a alcanzar por los distintos operadores para 2005: Gas Natural (70%); Gas de Euskadi (20%); Uni¨®n Fenosa (20%); Iberdrola (20%); Endesa (15%); porcentajes a los que habr¨ªa que a?adir los de otros operadores como las multinacionales BP y Shell (que cuentan ya con cuotas del 6% y el 2% del mercado de grandes clientes de gas en Espa?a y que han obtenido una parte del 25% del gas argelino adjudicado recientemente en contrato-subasta), y los de Cepsa, entre otros.

Bas¨¢ndose en estos objetivos, incompatibles entre s¨ª y que adem¨¢s dif¨ªcilmente dejan hueco a otros comercializadores independientes, los siete grupos nacionales que controlan hegem¨®nicamente desde hace d¨¦cadas los mercados de gas, electricidad y petr¨®leo en Espa?a, han anunciado -y en parte comprometido- cientos de miles de millones de pesetas en contratos de abastecimiento y transporte de gas, plantas regasificadoras, infraestructuras de conducci¨®n y centrales el¨¦ctricas de ciclo combinado (las primeras entrar¨¢n en funcionamiento el 2002).

Unas inversiones sustentadas adem¨¢s en las expectativas de una liberalizaci¨®n total de los mercados de gas y el¨¦ctrico, que aunque oficialmente est¨¢ prevista para el 1 de enero de 2003 est¨¢ todav¨ªa pendiente de regulaci¨®n en temas clave -que van a condicionar los precios del gas y la rentabilidad de las inversiones- y de la apertura del capital de Enagas, filial 100% de Gas Natural, a otros socios y su transformaci¨®n en gestor del sistema gas¨ªstico.