Macedonia del Norte y Serbia firman acuerdo de interconexión de gas por 29 millones de euros para desbloquear el corredor energético de sur a norte

En una ceremonia celebrada en el edificio gubernamental, con la presencia del primer ministro de Macedonia del Norte, Hristijan Mickoski, y la ministra de Energía, Sanja Božinovska, se marcó la transición formal de una propuesta largamente debatida a un proyecto de ingeniería capitalizado. Estructurado bajo el marco FIDIC, el contrato encomienda a Rapid Bild la planificación urbana, el diseño detallado, la construcción y la obtención de los permisos regulatorios finales para el tramo macedonio del enlace.

Diseñado para un caudal técnico de hasta 160.000 metros cúbicos por hora —o aproximadamente 1.400 millones de metros cúbicos anuales—, el gasoducto de 500 milímetros de diámetro cuenta con plena capacidad de flujo bidireccional. La infraestructura comprende un tramo de 22,4 kilómetros en Macedonia del Norte y un enlace de aproximadamente 47 kilómetros en el lado serbio, respaldado por cinco instalaciones auxiliares especializadas, incluidas estaciones de medición, reducción de presión y raspado.

Esta infraestructura no está diseñada para funcionar de forma aislada. Al establecer un enlace directo con Serbia que refleja la construcción en curso de un interconector meridional con Grecia, el proyecto asegura una ruta de tránsito continua hacia el norte a lo largo del Corredor Pan-Europeo 10. La medida transforma lo que históricamente fue una serie de islas energéticas balcánicas aisladas en un corredor de tránsito integrado, conectando directamente las terminales de regasificación del Mediterráneo con los centros de consumo de Europa Central.

De la diversificación de emergencia a la competencia de mercado

Durante décadas, la arquitectura energética de los Balcanes Occidentales se definió por una dependencia absoluta de una única fuente. Países como Macedonia del Norte y Serbia ocupaban el extremo vulnerable de redes de gasoductos unidireccionales que se originaban en proveedores orientales y pasaban por Ucrania, Rumanía y Bulgaria. Bajo ese marco, los mercados regionales prácticamente no tenían poder de fijación de precios ni protección estructural frente a las interrupciones geopolíticas.

La década posterior a las crisis de suministro regionales vio cómo la política europea se centraba en la resiliencia básica de las infraestructuras. En el marco de iniciativas como el programa de Conectividad Energética de Europa Central y Sudoriental (CESEC) de la Unión Europea y el Tratado de la Comunidad de la Energía, las prioridades iniciales se centraron en crear opciones de flujo inverso de emergencia y eliminar la dependencia total de puntos de importación únicos.

El acuerdo de Skopie refleja un cambio más allá de la diversificación de emergencia hacia una competencia activa de mercado. El corredor de sur a norte no solo añade un gasoducto alternativo; establece un sistema en el que múltiples fuentes de gas y rutas de tránsito distintas compiten directamente por la cuota de mercado industrial.

En el ancla de esta nueva dinámica se encuentra la ampliada infraestructura de midstream de Grecia. La terminal de GNL de Revythoussa, operativa cerca de Atenas, y la Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación (FSRU) en Alexandroupolis proporcionan una capacidad significativa de regasificación a lo largo de la costa del Egeo. Combinado con los volúmenes no procedentes de GNL que entran a través del Gasoducto Trans Adriático (TAP), Grecia se ha convertido en un punto de entrada marítimo principal para el gas no ruso que llega al sudeste de Europa.

Vincular este centro de suministro del Egeo con Macedonia del Norte y, desde allí, con Serbia, establece un canal físico directo hacia el interior de los Balcanes. Los estados sin litoral ya no necesitan depender únicamente de las rutas de tránsito heredadas a través de Hungría o el este de Bulgaria. En su lugar, los operadores energéticos regionales pueden comparar en tiempo real los costos desembarcados del gas natural licuado del Mediterráneo frente a los suministros por gasoducto del Caspio o de Europa Central, utilizando la opcionalidad de rutas para reducir los precios finales.

Una realineación estratégica para los mercados sin litoral

La economía del tránsito energético está alterando fundamentalmente la posición estratégica de los estados de midstream involucrados. Para Macedonia del Norte, el contrato con Rapid Bild representa una transición de un mercado final pasivo y de alto costo a un puente de tránsito activo.

Históricamente dependiente de un único punto de importación, Skopie carecía del volumen necesario para justificar inversiones de capital a gran escala en infraestructura nacional de gas. Al posicionar su red de transmisión como el eslabón central entre los activos de regasificación griegos y la demanda industrial serbia, NOMAGAS puede monetizar los flujos de tránsito transfronterizos. Los ingresos arancelarios resultantes proporcionan al operador del sistema de transmisión (TSO) la capacidad de balance para financiar la expansión de la red nacional, apoyar la conversión industrial de carbón a gas y preparar la infraestructura para los objetivos de descarbonización a largo plazo, como la mezcla de hidrógeno.

Para Serbia, el interconector proporciona una capa vital de flexibilidad estructural. Aunque Belgrado ha ampliado recientemente su infraestructura transfronteriza —incluido el enlace Niš–Dimitrovgrad con Bulgaria y las conexiones hacia Hungría—, la adición de un corredor meridional directo a través de Macedonia del Norte elimina los cuellos de botella persistentes. Los consumidores industriales de Serbia obtienen acceso directo a cargamentos puntuales de GNL del Egeo, lo que proporciona a Belgrado una valiosa influencia comercial al negociar contratos de suministro por gasoducto a largo plazo.

Por el contrario, esta creciente red de interconectores regionales erosiona constantemente el dominio estructural que durante mucho tiempo mantuvieron los proveedores monopolísticos heredados. A medida que los cuellos de botella físicos se eliminan sistemáticamente en el interior de los Balcanes, la influencia geopolítica que antes se derivaba del control de rutas de tránsito de un solo hilo continúa disminuyendo. Los operadores de gasoductos de ruta única que anteriormente extraían rentas de tránsito cautivas ahora se enfrentan a la competencia directa de redes multidireccionales y de acceso abierto.

El desafío de la ejecución en el midstream

A pesar de la clara lógica estratégica, el impacto final del corredor de sur a norte depende de la ejecución en el midstream entre ahora y finales de 2028. Pasar de un contrato EPC firmado al estado operativo comercial requiere un estricto cumplimiento de los plazos técnicos y regulatorios en ambas jurisdicciones.

Si bien Macedonia del Norte ha establecido su calendario de construcción con la adjudicación de 29,4 millones de euros, la entrega sincronizada de la infraestructura correspondiente en el lado serbio sigue siendo crucial. Las ampliaciones de red planificadas por Serbia alrededor de Vranje deben avanzar en paralelo para garantizar que la capacidad no se vea limitada en la frontera.

La viabilidad comercial también dependerá de la armonía regulatoria. Para que el gas fluya sin problemas desde las terminales del Egeo hasta los compradores serbios, los operadores de sistemas de transmisión de Grecia, Macedonia del Norte y Serbia deben alinear los procedimientos de reserva transfronteriza, las reglas de equilibrio y los aranceles de tránsito conforme a los estándares de la Comunidad de la Energía. Cargos de peaje elevados o desajustados podrían erosionar fácilmente la ventaja de precio del GNL mediterráneo en comparación con las rutas de gasoducto competidoras.