El mercado energético se ha visto muy afectado desde que se produjo el accidente de la central nuclear de Fukushima tras el terremoto y tsunami que asoló Japón. La seguridad de las centrales quedo una vez más en entredicho algo que parcia ya superado y las grandes potencias mundiales promulgaron su rechazo a este tipo de energía sobre todo Alemania que protagonizo un apagón nuclear y tiene la intención de cerrar todas en 2020.
El 11 de marzo de 2011, Japón fue sacudido por un terremoto que alcanzó el nivel 9 en la escala de Richter. Como consecuencia del seísmo, se formaron siete tsunamis de gran tamaño, impactando el primero de ellos sobre la central nuclear de Fukushima tan solo una hora después del movimiento sísmico. Fukushima es uno de los seis reactores nucleares que se construyeron en Japón en la década de los 70, situado en la costa oeste del Pacífico y rodeada de una amplia área rural, a 257 km de Tokio.
Cuando sucedió el terremoto, tres reactores de la planta nuclear nipona estaban operativos. Estos iniciaron la parada de urgencia, entrando en funcionamiento los generadores de emergencia. Sin embargo, la instalación no pudo soportar la embestida de los tsunamis con olas de hasta 15 metros, ya que la planta no estaba diseñada para lidiar con olas superiores a los 10 metros. Así, los sistemas de emergencia que se activaron con el movimiento sísmico quedaron inutilizados.
Durante los tres días siguientes, se registraron explosiones de hidrógeno y se fusionaron parcialmente los núcleos de dos de los tres reactores, emitiendo altos niveles de radiaciones.No obstante, éstos fueron inferiores a los originados en el accidente de Chernóbil, aunque superiores a los de Three Mile Island (Pensilvania). Se ha dado mucha importancia al accidente pero hay que tener en cuenta que por la central nuclear no se ha producido ninguna muerte y por el tsunami más de 15.000.
Esta situación ha marcado el mercado que se ha decantado por el gas natural, que ha registrado en estos dos años un alza en los precios en todos los índices internacionales, incluso en Reino Unido y Holanda, con aumentos del 15 por ciento. Esto se ha hecho notar sobre todo en Japón, que ha incrementado su demanda en 8 bcm al año (miles de metros cúbicos) a través de los buques metaneros.
Actualmente, Japón es el mayor consumidor mundial de GNL al importar más del 35 por ciento del comercio mundial. Este país gastó casi 50 millones diarios de dólares más en importaciones de Gas Natural Licuado (GNL) en los últimos doce meses, para satisfacer sus necesidades energéticas tras el desastre su desastre nuclear. En consecuencia, la tendencia alcista de los precios internacionales en el área del Pacífico está impulsando el desarrollo de nuevos proyectos de licuefacción.
A nivel internacional, la tensión en los precios por la demanda de Japón ha sido contrarrestada en parte por Estados Unidos gracias a sus reservas de gas no convencional (shale gas).
El accidente nuclear de Fukushima provocó la pérdida de alrededor de 16.000 MW de potencia nuclear. Durante el 2011, el gobierno nipón ordenó el cese de la capacidad instalada, manteniendo únicamente el 6% de la capacidad total. Como consecuencia, y con el fin de suplir el “gap” energético dejado por el abandono de las plantas nucleares, Japón incrementó su demanda de GNL en 8,5 Mtpa, respecto al año 2010.
El ascenso de las importaciones de GNL por parte del país nipón elevó los precios a corto plazo de Asia (JKM) hasta 17 $/MMBtu y el precio del charter spot alcanzó casi 150.000 $/día, multiplicándose por cuatro en referencia al existente en 2010.
Durante 2011 y parte del 2012, la crisis energética en Japón generó importantes oportunidades comerciales para el GNL. Una buena parte de este GNL estaba disponible por proceder de excedentes del mercado europeo o de GNL de proyectos concebidos inicialmente para USA. Esta situación excepcional, permitió equilibrar puntualmente un mercado sobreofertado, acarreando subidas en los precios del gas asiático y en el de los fletes “spot”.
Pero en mayo de 2012, y pese a la opinión pública, el ministro de Japón Yoshihiko Noda anunció la reactivación de dos reactores de la planta Ohi, provincia de Fukui. Si el gobierno nipón sigue en esta línea y reactiva más plantas nucleares el “efecto Fukushima” menguará, y los importantes volúmenes de GNL flexible que acudieron a la llamada japonesa, se verán reducidos en proporción al encendido nuclear. No obstante, al menos un 20% de la capacidad nuclear del país se perderá definitivamente y otro 20% tiene baja probabilidad de volver a encenderse. Por tanto, seguirá habiendo entre un 20% y un 40% de capacidad nuclear a suplir con generación alimentada de otro combustible.
Tras el parcial encendido nuclear, Japón consumirá más GNL de lo previsto antes del accidente, pero serán otros factores los que influyan de mayor manera en el mercado de GNL a medio y largo plazo. Entre ellos están: la entrada de los proyectos australianos, precedida además de una importante incorporación de flota, los posibles desarrollos de licuación en Estados Unidos y la evolución de la demanda de la gigante China.
Por su parte las energéticas españolas han visto una oportunidad de negocio en esta situación. Gas Natural ha registrado unos muy buenos resultados gracias a las operaciones de trading de gas en Asia con importantes flujos de barcos hacía Japón y Corea. La compañía también ha cerrado hace unos meses un importante contrato con Gail, primer operador gasista de la India, valorado en unos 1.000 millones de euros y que contempla el suministro durante los tres próximos años de aproximadamente 3 bcm (miles de millones de metros cúbicos) de gas natural licuado. El suministro de este contrato ya comenzó el pasado mes de enero y equivale al 10 por ciento de la demanda anual del mercado español.
Endesa e Iberdrola, a pesar de que han vendido su participación del gasoducto Medgaz, se han quedado con el volumen de gas asociado a sus participaciones, ya que tienen cerrados contratos de suministro a largo plazo de gran relevancia, como el de la eléctrica con sede en Bilbao suscrito con la noruega Dong por diez años y que está valorado en más de 2.000 millones de euros.
Fukushima también ha provocado un cambio de paradigma en los países que apuestan por la nuclear, ya que han tenido que pasar lo denominados test de estrés para determinar si cumplen con las medidas de seguridad necesarias.
En España los análisis fueron más exhaustivos que en otros países, ya que el Consejo de Seguridad Nuclear preguntó a las empresas qué es lo que harían ellas para mejorar la seguridad. Tras analizar un informe preliminar, el pasado 15 de septiembre, el organismo nuclear confirmó que las plantas españolas son seguras, lo que no impedirá ajustar al máximo los márgenes.
Así y a pesar de contar con el visto bueno de las nuevas normas de seguridad, se puso de manifiesto la necesidad de afrontar mejoras. El sector calcula que los ocho reactores nucleares deberán invertir en conjunto 500 millones de euros en cinco años para reforzar su seguridad. Todas están obligadas a construir nuevos edificios que sirvan de refugio a los trabajadores y un lugar de trabajo en caso de accidentes graves. También tendrán que tener un centro de control en Madrid con personal y equipos las 24 horas del día para apoyar a cualquier planta en caso de siniestro. Las plantas tienen la obligación, asimismo, de instalar sistemas que quemen el hidrógeno en caso de venteo al exterior para evitar explosiones.
Estas inversiones adicionales, junto al golpe que supone la reforma energética con la tasa a la generación, el canon nuclear y a la gestión de residuos, han hecho tambalear la continuidad de la planta de Garoña, en Burgos. Iberdrola y Endesa, propietarias de esta central, deberán dedicar 120 millones de euros tan para mejorar las condiciones de seguridad y cumplir con los requisitos delConsejo de Seguridad Nuclear y de las pruebas de resistencia tras Fukushima.
En opinión de las eléctricas, las nuevas condiciones nucleares y los gravámenes hacen económicamente inviable la planta, por lo que se negaron a solicitar la ampliación de operación más allá de julio de 2013, fecha en la que está programado el cierre con 42 años de vida útil, a pesar de que el Gobierno autorizó su prórroga. Pero el nuevo secretario de Estado de Energía, Alberto Nadal, ha lanzado un guante a las compañías al ofrecer que la planta funcione hasta los 60 años de vida, siempre que cumpla con los requisitos de seguridad. Un plazo que ya convence más al sector porque permitiría amortizar las inversiones y afrontar los nuevos tributos.
Fuemtes: El economista, Energía
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