El gas es cosa de siete

Liberalizar es una cosa y desmonopolizar, otra. A poco más de un año de la plena liberalización del mercado del gas, pocos son los clientes autorizados que han podido cambiar de Gas Natural a otro proveedor y menos aún los que han podido elegir una alternativa distinta a la de las comercializadoras creadas por eléctricas o petroleras. La ausencia de comercializadores independientes en la adjudicación del 25% del contrato de gas argelino, el retraso en la apertura del capital de Enagas y en su conversión en gestor técnico del sistema, y la apuesta por las regasificadoras y el gas licuado, levantan suspicacias entre los grandes consumidores de energía. Dudan de que la liberalización formal que se está 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 está, es preciso que todo cambie'. Ante lo inevitable, la apertura y liberalización de los sectores energéticos en Europa, gasísticas, petroleras y eléctricas españolas se han sumado a la máxima de los personajes de Giusepe Tomasi di Lampedusa, en El Gatopardo. Tras resistirse con uñas y dientes durante años a la liberalización de sus mercados, de la noche a la mañana todas se han puesto de acuerdo en adoptar la estrategia multiutility y han anunciado ingentes inversiones para operar y competir en los distintos mercados energéticos.

Las eléctricas, las cuatro mayores copan hoy el 98% del mercado de generación, 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 eléctricas 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 eléctricos de su participada; y la otra petrolera española, Cepsa, junto a su socio mayoritario TotalFina ELF, constituyó a principios de año 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 España. 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 través de accionistas principales compartidos en sus grupos matrices.

Fuerte crecimiento

Junto a liberalización de los mercados, el otro gran acicate para esta carrera de eléctricas, Gas Natural y petroleras en torno al gas radica en la dimensión del negocio. Es la materia prima energética de mayor crecimiento en los últimos 15 años y sus perspectivas para los próximos 15 años son de incrementos aún mayores de la demanda. Según el Libro Verde de la Comisión Europea en 2010 dos tercios de la nueva demanda de energía en la UE debería 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 representaría un 45% del consumo de esta materia prima'.

Las cifras en España no son menos elocuentes. Se prevé que el consumo de gas natural pase de 17 bcm (cada billion cubic meter equivale a 1.000 millones de metros cúbicos) del año 2000 a 43,4 bcm en el 2010.

Buena parte de esta demanda futura, como apuntan las previsiones del Libro Verde, procederá de los productores de electricidad. El gas natural, por precio, magnitud de las reservas mundiales, diversificación geográfica de los yacimientos, ausencia de procesos de cartelización entre los países productores, y por su impacto medioambiental (es el combustible fósil más limpio), está considerado como la fuente más adecuada en las próximas décadas para los grandes consumidores industriales de energía y para la generación de electricidad (el coste del kilovatio es mucho menor que el generado a partir de carbón o gasóleo). Las inversiones para construir estas plantas, llamadas de ciclo combinado, son relativamente menos cuantiosas que las que requiere la construcción de otro tipo de centrales eléctricas. Además, electricidad y gas son abastecimientos energéticos cada vez más complementarios lo que facilita a un grupo multiutility el suministrar ambos a un mismo cliente industrial logrando economías 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 eléctricas por las centrales de ciclo combinado. Las licencias de instalación solicitadas para este tipo de centrales suman una producción adicional de 25.000 megavatios para el mercado español, aunque las previsiones de Red Eléctrica y de la Asociación Nacional de Empresas Eléctricas (Unesa) cifran en sólo 8.000 megavatios las necesidades adicionales de electricidad hasta el año 2005. Los números tampoco cuadran en cuanto a los objetivos de cuotas del mercado de gas natural español a alcanzar por los distintos operadores para 2005: Gas Natural (70%); Gas de Euskadi (20%); Unión Fenosa (20%); Iberdrola (20%); Endesa (15%); porcentajes a los que habría que añadir 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 España y que han obtenido una parte del 25% del gas argelino adjudicado recientemente en contrato-subasta), y los de Cepsa, entre otros.

Basándose en estos objetivos, incompatibles entre sí y que además difícilmente dejan hueco a otros comercializadores independientes, los siete grupos nacionales que controlan hegemónicamente desde hace décadas los mercados de gas, electricidad y petróleo en España, 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 conducción y centrales eléctricas de ciclo combinado (las primeras entrarán en funcionamiento el 2002).

Unas inversiones sustentadas además en las expectativas de una liberalización total de los mercados de gas y eléctrico, que aunque oficialmente está prevista para el 1 de enero de 2003 está todavía pendiente de regulación 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 transformación en gestor del sistema gasístico.