Wednesday, October 05, 2005

Inauguración del Gasoducto Euskadour. Estrategias.

Última actualización: 10 de marzo de 2007

CNE, CRE and ERSE wish to favour the development of gas interconnections between the Iberian Peninsula and France. InterligaçÕes de Gás Península Ibérica/França Joint Declaration. ERSE. Lisboa, 7 de Julho de 2003.


El gasoducto Euskadour ha sido inaugurado oficialmente el 19 de Junio de 2006. Los comentarios que siguen se publicaron en este blog por primera vez el pasado mes de octubre de 2005, cuando tuvo lugar la inauguración provisional, y desde entonces este blog se ha venido actualizando y ampliando continuamente con el fin de ir recogiendo todos los hechos y decisones en torno a la interconexión transfronteriza.

The Euskadour pipeline interconnecting the gas grids in the Basque regions of France and Spain was inaugurated on June 19. The ceremony was attended by José Montilla Aguilera, Spain’s Minister of Industry, Tourism and Trade, François Loos, France’s Minister of Industry, and Juan José Ibarretxe, President of the Basque Autonomous Community.


El pasado 31 de Marzo de 2006 el Consejo de Ministros aprobó la Revisión 2005-2011 de la Planificación de los Sectores de Electricidad y Gas. Esta revisión contempla en términos generales un considerable incremento de las capacidades de entrada, almacenamiento y transporte del sistema y, en relación con el asunto que aquí nos ocupa, un sensible incremento de capacidad en el Cantábrico (Ampliación de Bahia de Bizkaia (Bilbao), Gaviota, y la nueva planta de regasificación de El Musel en Gijón, gasoductos Treto-Llanera y Treto-País Vasco, ambos urgentes), y en las conexiones internacionales con el Sudoeste francés, (la duplicación para 2007 del gasoducto Vergara–Irún de 110 Km. de longitud y 26” de diámetro que ampliará la capacidad efectiva de esta conexión internacional desde los 0,5 iniciales hasta los 2,5 bcms anuales, y la ampliación de la capacidad de la conexión internacional con Francia por Larrau desde los 2,5 bcms anuales hata los 5 bcms en 2008).

La futura conexión de la planta regasificadora de El Musel con el gasoducto Ruta de la Plata en Llanera posibilitará el suministro desde El Musel hasta zonas de Castilla y León y Extremadura. La planta enlazará hacia el Oeste con Galicia por un gasoducto de alta capacidad, ya existente e integrado en una red que pasa la frontera portuguesa; y hacia el Este, el gas que llegue metaneros al puerto de Gijón y no se queme en los grupos de ciclo combinado previstos, podrá ser transportado hacia Cantabria y el País Vasco. La imagen de abajo ilustra la mencionada revisión.


A mediados del mes de octubre de 2005, un año antes de la fecha prevista, tuvo lugar la inauguración oficial de la primera fase del gasoducto Euskadour, segunda interconexion entre las redes de gas de Francia y España. El Euskadour, o como se conoce en España, la «Conexión Transfronteriza», forma parte de una una vieja aspiración vasca para desarrollar un mercado de gas en Euskadi, (Veáse en este mismo blog el Diario de Sesiones del Senado. Sesión Informativa de 27 de Octubre de 1993). El Euskadour se aprobró mediante una Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas, de 2 de julio de 2003, por la que se autorizaba a «Gas de Euskadi Transporte, S. A., Sociedad Unipersonal» la construcción de las instalaciones del gasoducto denominado «Conexión Transfronteriza, Tramo Irún-Frontera» .

[Ampliación gasoducto Bergara-Irún. Declaración de impacto ambiental. MINISTERIO DE MEDIO AMBIENTE (BOE 47 de 24/2/2006)]

La previsión inicial de intercambio es de 500 millones de metros cúbicos (0,5 bcm), aunque a medio plazo se contempla la posibilidad de cuadruplicar esta capacidad. El intercambio del gas natural se producirá en ambos sentidos. La conexión física de las redes gasistas de ambos países se realizó el pasado mes de febrero, con la unión de los dos gasodcutos de una longitud de 2,5 km y de 60 cm de diámetro bajo el cauce del río Bidasoa, a unos 25 metros de profundidad. El nuevo gasoducto conectará la terminal de regasificación de GNL de Bilbao (Bahia de Bizkaia (BBG)), con la red francesa controlada por Total Infrastructures Gaz France (TIGF), división de infraestructuras de TotalFinaElf creada el mes de enero de 2005), que llega hasta el almacenamiento de Lussagnet (Las Landas), próximo a Lacq, importante yacimiento de gas natural en el Bearn francés.

Euskadour es un proyecto la Sociedad de Gas de Euskadi (Naturcorp-EdP) y Gaz du Sud-Ouest (TotalFinaElf). Euskadur tiene un presupuesto total de 160 millones de euros; un 5% del mismo está financiado por la Unión Europea. El coste de esta primera fase que une Irún con Bayona ha sido de 23 millones de euros. La segunda fase del proyecto consiste en el reforzamiento de la red española que une Irún con Bilbao. La tercera fase comporta el reforzamiento de la red francesa entre Bayona y Lussagnet. Cuando todo el gasoducto esté funcionando se podrá aprovechar toda la potencialidad que encierra la planta de Bahia de Bizkaia (a la que TotalFinaElf tiene acceso a partir de 2006 merced a la reserva de 1/6 de su capacidad concedida CEPSA), y esta nueva conexión con Francia. (En 2008 Naturcorp también tendrá acceso a la planta de Bilbao)



Zona TIGF


El Euskadur forma parte de la estrategia francesa promovida por TotalFinaElf para construir un hub de trading de gas en el suroeste de Francia. Desde 1999, y en relación con esta estrategia, TotalFinaElf contempla el proyecto de construir un terminal de regasificación de GNL en el Golfo de Vizcaya, concretamente en Le Verdon sur le Mer, en la margen izquierda del Gironda (uno de los diversos distritos que componen el puerto de Burdeos repartidos a lo largo de 100 km de las riberas del Gironda y el Garona -Verdon, Pauillac, Ambes, Bassens...) El objetivo final de esta estrategia sería que este hub de trading de gas en el Suroeste de Francia, que estaría localizado en Lacq, conecte con la red española por un lado hacia la terminal de regasificación de Bilbao mediante el Euskadur, y por otro hacia la terminal de regasificación de Barcelona, mediante el gasoducto LACAL que va de Lacq a Calahorra (Logroño) a través del puerto de Larrau (Navarra), y desde Calahorra a Tivissa-Barcelona mediante el corredor Cataluña-País Vasco.


Merced al contrato entre Gas Natural y Statoil que expira en 2030, desde 1993 España importa gas natural procedente de los campos noruegos de Troll en el Mar del Norte, via Bélgica y Francia, que se bombea por el LACAL. Sin embargo se espera un cambio de sentido en el suministro a medida que en España comiencen a funcionar las nuevas terminales de regasificación de GNL de Sagunto y Ferrol. TotalFinaElf también forma parte del consorcio Medgaz, que transportará gas natural desde Argelia a España y de ahí hacia el resto de Europa mediante las conexiones con Francia, a partir de 2009.(Véase Algerian Gas to Europe: The Transmed Pipeline and Early Spanish Gas Import Projects by Mark H. Hayes. May 2004. Prepared for the Geopolitics of Natural Gas Study, a joint project of the Program on Energy and Sustainable Development at Stanford University and the James A. Baker III Institute for Public Policy of Rice University.)

El argumento de toda esta estrategia es que la región suroeste de Francia sería el pivote entre las grandes regiones productoras del Norte de Europa (Reino Unido, Noruega y Rusia), y las del sur (Argelia). Esta estrategia de TotalFinaElf ya estaba insinuada en 2001 por Dominique Finon(veáse página 21 de "French gas industry in transition: Breach in the public service model". Institut d’Économie et de Politique de l’Énergie.) Por estos motivos Francia es muy favorable a la construcción de los terminales Fos 2 (GdF) y Fos 3 (Exxon-Mobil) en el Mediterráneo y de Verdon (TotalFinaElf) en el Atlántico, así como a las interconexiones con España (Perpignan-Barcelona y Lacq-Bilbao) - veáse por ejemplo "Projet de loi de finances pour 2004: Energie". Sénat de France. Aunque del lado francés aún se tratan los asuntos medioambientales, (véase Total: A green project: Euskadour and the art of consensus building).


Sin embargo, es importante considerar dos aspectos en estos momentos:
a) Que actualmente Francia, electricamente nuclear al 80%, solo tiene dos terminales de regasificación: Fos sur Mer, en el Mediterráneo y Montoir de Bretagne en el Atlántico. Fos de Cavaou (Fos 2) entrará en funcionamiento a mediados de 2007 previsiblemente. Para el de Verdon se especula como fecha más temprana entre 2008 y 2010.
b) Que la Península Ibérica será la región europea mejor dotada de instalaciones de regasificación. Portugal puso en funcionamiento en 2003 el terminal de Sintes. España cuenta con los de Huelva y Bilbao en el Atlántico, y los de Barcelona y Cartagena en el Mediterráneo. En 2006 entran en servicio el de Ferrol y el de Sagunto, y en 2010 el de El Musel, con lo que la Península Ibérica contará hacia 2010 con cinco terminales en el Atlántico y tres en el Mediterráneo, además de los gasoductos de Argelia.

La situación en la que podría encontrarse la Península Ibérica hacia 2010 hace que se especule con la alternativa de un hub de gas virtual tipo NBP o TTF en ella. (Aclaro aquí para evitar confusiones, que no me estoy refiriendo a un hub físico, sino a uno virtual, o como se conoce en ingles, un "notational hub", como precisamente lo son el NBP y el TTF, en los que toda la red de alta presión se considera como un tanque único, al que se asocia una plataforma electrónica de trading, que hoy en dia puede estar ubicada en cualquier lugar gracias a las tecnologías de la información, veáse en este mismo blog Hubs de Gas (II): Desarrollo de los Mercados Internacionales de Gas Natural. A tener en cuenta que a diferencia de los hubs NBP y TTF, en la situación actual ENAGAS no sería la única propietaria de ese "tanque" al que se asimila toda la red de transporte). Tanto por geografía, como por el escaso número de interconexiones con la red de gas europea, el éxito de este hub virtual dependería entre otras cosas del número de participantes en él. Los hubs más activos actualmente tienen en torno a unos 50 participantes. La teoría económica elemental indica que un mercado es tanto más competitivo cuanto mayor es el número de participantes, mayor el equilibrio entre ellos, y cuanta más información hay disponible; y es tanto más imperfecto cuanto menor es el número de participantes, mayor el desequilibrio entre ellos, y más opaco es; así que obviamente una reducción del número de empresas energéticas que operan en la peninsula iría en detrimento de esta alternativa y favorecería la estrategia francesa.




La creación de hubs ha sido determinante en la evolución de mercados competitivos como el del transporte aéreo. Los mercados de gas siguen la misma tendencia. Los hubs de gas permiten a sus participantes adquirir gas de diversos proveedores independientes y transportarlo a distintos puntos, eliminando así la necesidad permanente de contratar gas y capacidad de transporte desde la boca del pozo al lugar del consumo. En su lugar, los transportistas pueden combinar rutas de suministro a través de diferentes hubs para diversificar los riesgos del suministro y reducir los costes. La interconexión ulterior entre hubs mejora el uso de las redes y permite mover gas entre regiones con demanda y precio bajos a regiones con demanda y precios más altos, facilitando el trading entre hubs. Nos podemos hacer idea de la importancia geoestratégica que puede llegar a adquirir un hub de gas con dos ejemplos:
1. Bolivia se contempla como un posible hub de gas para toda Sudamérica. [Gas y Geopolítica en el Cono Sur (Carlos Miranda Pacheco. Octubre 2005. Instituto Latinoamericano de Investigaciones Sociales (ILDIS))]
2. La rehabilatación del puerto de Luba en la isla de Bioko, a 50 Km de Malabo, se ha llevado a cabo porque Guinea Ecuatorial pretende convertirlo en un hub para las compañías que operan en el Golfo de Guinea.

Mientras el Reino Unido negocia su propio gas con el hub NBP, y Alemania persigue negociar el gas ruso que entra en Europa en el hub de Bunde, sería una lástima que el papel del pivote suroeste del mercado del gas continental europeo en donde se va a negociar todo el gas que entrará en Europa a finales de esta década por la Península Ibérica, y que por razones naturales y geoestratégicas le correspondería jugar a esta, lo acabara jugando el hipotético hub francés competidor del ibérico.



Red de Básica de Gas de la Península Ibérica (1er Trimestre 2006)


Red de Gas Española Existente y Proyectada – Abril 2007

Red Proyectada de Gas de la Península Ibérica (Abril 2007)


REFERENCIAS

Planificación de los Sectores de Electricidad y Gas Desarrollo de las Redes de Transporte 2002-2011 D.G. Política Energética y Minas. Ministerio de Industria, Turismo y Comercio: Capítulo 11.- Infraestructuras a Construir: Balance entre Alcance Territorial de la Red, Seguridad del Suministro y Coste para el Sistema

Workshop with Gas Regulators on Security of Gas Supply in Liberalised Markets. International Energy Agency. Paris: 27 June 2003

Europen Commission: "TEN-E" Trans-European Networks.

Analisis y Modelado del Mercado de Gas en España Ignacio Arribas Jiménez. Universidad Pontificia Comillas. Escuela Técnica Superior de Ingeniería (ICAI). Madrid, Junio 2005.

NOTA.
Un aspecto del desarrollo de la competencia en el mercado francés está en que Francia se encuentra de hecho dividida en dos mercados: uno en el norte, donde la competencia ya se ha iniciado; y otro en el sur donde tanto la falta de infraestructuras y como el duopolio entre Gaz de France y Total ahogan la competencia.




El sur de Francia solo tiene un punto de entrada - el terminal de Fos-sur-Mer cerca de Marseille, cuya ampliación no entrará en servicio antes de 2007. El gasoducto transpirenaico Lacq-Calahorra se utiliza para enviar a España el gas procedente de Noruega. El Euskadour no está plenamente operativo por ahora.

Para atenuar esta división del mercado la Comisión Reguladora de la Energía francesa a adoptado varias medidas para hacer más transparente las capacidades de los gasoductos, reduciendo el número de zonas de equilibrado y estimulando el desarrollo del Euskadour autorizando a TIGF una tasa de retribución del 12% por un período de 10 años, cuando la tarifa en vigor retribuye los activos de transporte al 7,75% en términos reales antes de impuestos.

Statistiques 2004 de l'industrie gazière en France" Direction Générale de l’Énergie et des Matières Premières. Observatoire de l’Économie de l’Énergie et des Matières Premières. Observatoire de l’Énergie - Décembre 2005

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Gaz de France Réseau Transport
Création de Gaz de France Réseau Transport au 1 er janvier 2005:

La directive européenne du 15 juillet 2003 concernant les règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel (directive 2003/55/CE) a été transposée dans le droit français par la loi du 9 août 2004 relative au service public de l’électricité et du gaz et aux entreprises électriques et gazières.

Les principes adoptés ainsi ont conduit Gaz de France à séparer juridiquement les activités de transport de gaz en créant une filiale chargée de l’exploitation et la commercialisation de son réseau : Gaz de France Réseau Transport existe officiellement depuis le 1er janvier 2005 et exploite plus de 31000 km de canalisations de grand et moyen diamètres, sur le Nord, Nord-Est, Nord-Ouest, le Sud-Est de la France.
Dans le Sud-Ouest les canalisations de Gaz de France Réseau Transport se connectent à celles de Total Infrastructures Gaz France (TIGF), créé également en janvier 2005 dans le même contexte réglementaire.

En France, le réseau de transport de gaz naturel est exploité par:
• Gaz de France Réseau Transport
• Total Infrastructures Gaz France (TIGF).
Afin d’assurer la fluidité du transport du gaz naturel partout en France, les deux réseaux des deux sociétés se raccordent à la hauteur de Castillon-la-Bataille (Gironde) et Lamothe-Montravel (Dordogne), au niveau de la rivière "Dordogne".

Eléments concernant le réseau géré par Gaz de France Réseau Transport:
Les points d’importation de gaz naturel sont au nombre de cinq:
• au nord: Dunkerque (gaz en provenance de Norvège) et
• Taisnières (gaz en provenance des Pays-Bas, Norvège, Royaume-Uni);
• au nord-est: Obergailbach (gaz en provenance de Russie) ;
• au nord-ouest : terminal méthanier de Montoir, permettant de recevoir le gaz naturel liquéfié (GNL) en provenance d’Algérie et du Nigéria;
• au sud: terminal méthanier de Fos-sur-Mer, permettant de recevoir le GNL en provenance d’Algérie et du Moyen-Orient.

Deux points d’interconnexion avec le réseau de TIGF :
• au Sud, à proximité de Narbonne, la station de comptage de Cruzy sur l’artère du Midi;
• au Sud-Ouest, à la hauteur de Castillon-la-Bataille et Lamothe-Montravel, au niveau de la rivière “Dordogne”, une station de comptage sera implantée dans le cadre de ce projet.

Évolutions récentes du réseau national Depuis 2000, et avec la montée en régime du dernier point d’arrivée de gaz naturel norvégien à Dunkerque, Gaz de France a construit les ouvrages suivants :
• "Artère du Centre" (Chémery / Roussines) en 2000, (Danzé / Chémery) en 2002
• "Renforcement partiel de l'artère de Guyenne" (Roussines / Laprade) en 2002
• "Artère Maine-Normandie " (Cherré / Ifs) en 2004.

Extension du réseau de transport de gaz naturel. >>>>>> Renforcement de l’Artère de Guyenne (¡ojo! es importante)
Depuis la découverte du gisement de Lacq, il y plus de 50 ans, le réseau de transport de gaz naturel s'est développé dans toute la France, en grande partie grâce à l'Artère de Guyenne. Pour accroître les capacités de transport de gaz naturel dans le Sud-Ouest, GRTgaz va achever le doublement de cet ouvrage commencé en 2002. En accord avec Total Infrastructure Gaz France, 120 km de canalisation seront posées.

L’Artère de Guyenne, posée il y a près de cinquante ans a constitué une véritable “épine dorsale” du réseau de transport en France. Il devient maintenant indispensable d’achever le renforcement de cette structure pour répondre aux évolutions du réseau. Ce renforcement a commencé en 2002 avec le doublement de la canalisation historique en diamètre 600 mm à une pression de 67 bar par un ouvrage de 170 km posé sensiblement en parallélisme entre la station de compression de Roussines (Indre) et Laprade (Charente). Les caractéristiques techniques de ce doublement seront maintenues : diamètre 800 mm et pression 85 bar entre Laprade (Charente) et Lamothe-Montravel (Dordogne), soit 50 km environ.

La canalisation « Artère de Guyenne » a constitué la première étape de l’essor du gaz naturel en France en permettant, dès 1960, le transport du gaz naturel de Lacq vers la région du centre de la France et au-delà vers la région parisienne.
Pour accompagner l’augmentation de la consommation de gaz naturel et faciliter son transport, un premier doublement de cette canalisation a été mis en service en 2002:
• d’une part, avec la pose d’un gazoduc de 700 mm de diamètre et d’une pression maximale de 85 bar par la société TIGF, entre Lussagnet (Landes) et Captieux (Gironde)
• d’autre part, avec la pose d’un gazoduc de 800 mm de diamètre et d’une pression maximale de 85 bar par Gaz de France entre Roussines (Indre) et Laprade (Charente).

Pour finaliser ce doublement de l’Artère de Guyenne, les deux sociétés vont déposer fin 2005 un dossier à l’Administration. Le projet prévoit:
• la réalisation de 50 km de canalisation de diamètre 800 mm à 85 bar entre Laprade (Charente) et Lamothe-Montravel (Dordogne) par Gaz de France Réseau Transport,
• la construction de 70 km de canalisation de diamètre 800 mm à 85 bar par Total Infrastructures Gaz France entre Captieux (Gironde) et Mouliets-et-Villemartin (Gironde).

L’objectif commun de Gaz de France Réseau Transport et de Total Infrastructures Gaz France est d’obtenir une mise en service de renforcement de l’Artère de Guyenne pour l’hiver 2008 / 2009.

Le renforcement de l'artère de Guyenne selon le programme présenté ci-dessus permet de satisfaire l'évolution des besoins de transport dans le sud-ouest de la France. Il s'inscrit dans le prolongement des travaux de renforcement engagés en 2002 (Roussines-Laprade ; Lussagnet-Captieux réalisé par TIGF) sur cette même artère de Guyenne, et correspond à ce qui avait été annoncé lors de la présentation du renforcement "Roussines-Laprade".


Zona TIGF

Zona TIGF


Capacidad de Almacenamiento


Ver también Le stockage de gaz naturel en France et en Europe. (DGEMP-DIREM)

Les chiffres clés
• Longueur : 50 km
• Deux départements concernés : Charente sur quelques centaines de mètres, la Dordogne sur près de 50 km.
• 13 communes concernées (Laprade (Charente), Saint-Antoine-Cumond, Saint-Privat, Saint-Aulaye, Servanches,Eygurande-Gardedeuil, Le Pizou, Minzac, Moulin-Neuf, Villefranche-de-Lonchat, Montpeyroux, Saint-Michel-de-Montaigne, Lamothe-Montravel
• Traversée de 4 zones Natura 2000: les vallées de la Dronne, de l’Isle, de la Dordogne, et la forêt de la Double.
• Structure: tubes d’acier de 800 mm de diamètre, enfouis sous 1 mètre de terre
• Pression maximale de service : 85 bar
• Emprise des travaux: bande de 20 mètres de large
• Bande de servitude: 10 mètres de large

ALGUNOS LINKS DE INTERES

DGEMP (Direction Générale de l'Energie et des Matières Premières)- Le gaz naturel.

CRE (Commission de Régulation de l'Energie)

Service Public (Portail de l'Administration Française)

Association Française du Gaz

Institut Française du Petrole

Otros comentarios en este mismo blog sobre el sector del gas:

Inauguración del Gasoducto Euskadour. Estrategias.

Hubs de Gas (I): Descripción y Tipos

Hubs de Gas(II): Desarrollo de los Mercados Internacionales de Gas Natural

Electricity and Gas Face Off: Arbitrage at Hubs

GAZPROM, SONATRACH Y EUROPA

Spain’s Castor Underground Gas Storage (UGS) Project

Renforcement de l’Artère de Guyenne

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1 Comments:

At 5:07 PM, Blogger Swedish Girl said...

Hello,

interesting post.

Do you know if Total has any capacity at the LNG terminal in Bilbao? Will they bring in their own ships to that terminal, or buy from other shippers?

 

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