En un entorno poco estable, la evolución de la demanda de gas está sufriendo un cierto retroceso. Según los datos recogidos por la Asociación Española del Gas (Sedigas) en su Informe Anual 2012, mientras que la demanda de gas natural del mercado convencional en España -mercado industrial y domésticocomercial- ha experimentado un crecimiento del 5,7 por ciento el pasado año, la demanda de gas para la generación de electricidad ha caído de manera importante.
Su consumo en 2012 ha descendido en un 23 por ciento, lo que ha provocado que el año gasista en España se haya cerrado con un descenso del consumo de gas del 2,8 por ciento en relación con 2011, con 362.687 gigavatios hora.
Y es que aunque el gas sigue siendo clave en la cobertura de las puntas de demanda eléctrica en España y como soporte de las tecnologías de generación no gestionables, el consumo de gas para la generación en ciclos combinados descendió un 23 por ciento el pasado año.
El menor consumo de gas para generación eléctrica ha ocasionado una menor intervención en el mercado de los ciclos combinados, cuyo factor de utilización se situó en un 19 por ciento de media en 2012, el más bajo de los últimos años -en 2008 fue del 52 por ciento y en 2009 del 44 por ciento-, un descenso que, según refleja Sedigás en su informe, se ha debido al aumento del uso de carbón, -25,7 por ciento en 2012-, al descenso en la demanda de electricidad, -un 1,5 por ciento menos que el pasado año y que aún no ha recuperado los niveles previos al inicio de la crisis económica-, y a la mayor participación de las renovables.
Ante la importante caída de la producción de este tipo de centrales, desde el sector se planteó la posibilidad de pararlas temporalmente -unos cuatro años-, lo que supondría un alivio económico para las eléctricas en gastos de operación y mantenimiento y de peaje del gas y, a la vez, se reducirían los pagos por capacidad, que suponen 1.500 millones de euros.
Sin embargo el ministro de Industria, Energía y Turismo, José Manuel Soria lo descartaba recientemente, aunque sí afirmó "que se está trabajando sobre la posibilidad de que dentro del mix energético no haya infrautilización de centrales ya instaladas".
Los datos de los ciclos combinados contrastan con los cifras del sector de la cogeneración que indican que, en 2012, la electricidad aportada por la cogeneración al sistema eléctrico habría llegado a unos 27.000 gigavatios hora, un 7,4 por ciento más que en 2011 y, si bien faltan informes periódicos más completos, se puede afirmar que la cogeneración representa ya más del 43 por ciento de la demanda de gas natural del mercado industrial y que más del 23 por ciento del consumo total de gas natural en España se realiza por el sector de la cogeneración.
Sin embargo, el Gobierno ha mostrado su preocupación por el desvío en los últimos años del coste de la cogeneración, que ha pasado de 1.200 millones a 1.800 millones, mientras que la potencia instalada se ha mantenido estable en los últimos ocho años.
Reformas en el sector gasista
Además de la reforma del sector eléctrico -a punto de salir del horno-, el Gobierno ha anunciado que también hará modificaciones en el sector del gas para controlar sus costes. El ejecutivo quiere que la retribución regulada del sector sea revisable en periodos de cinco años como sucede en Reino Unido.
Por ello, la Comisión Nacional de la Energía (CNE) está inmersa en la elaboración de una nueva metodología. La CNE propone, entre otras medidas, modificar el mecanismo de fijación de los precios ante un escenario de caída de la demanda y donde no son necesarias grandes inversiones adicionales, por lo que se plantea como mejor opción decantarse por la utilización del coste medio, que se complementa con señales de eficiencia en el uso de infraestructuras. La nueva propuesta también aconseja unificar los peajes de descarga en las diferentes plantas para que no haya incentivos para decantarse por una u otra instalación.
Con respecto a la sobrecapacidad en almacenamiento y regasificación, la CNE hace dos propuestas para la estimación del coste de seguridad de suministro: estimarlo en función de la relación entre la capacidad operativa total de los almacenamientos subterráneos y la capacidad operativa disponible para ser contratada por los agentes en el año correspondiente; o considerar como costes de seguridad de suministro los correspondientes a la capacidad asignada para el mantenimiento de los 20 días de existencias estratégicas obligatorias, ya sea parcialmente o en su totalidad.
Plantas de regasificación y almacenamiento
A día de hoy se ubican en nuestras costas siete terminales de descarga y regasificación de Gas Natural Licuado (GNL), seis de ellas en operación. Se trata de instalaciones que aportan seguridad al sistema, de ahí que el Estado decidiera apostar ellas. Sin embargo, la reducción de la demanda de gas ha llevado al Gobierno a dejar en situación técnica de 'hibernación' la planta de El Musel, ubicada en Gijón, cuyas obras de construcción terminaron el pasado diciembre y que ha supuesto una inversión de 400 millones de euros, aunque podrá ser utilizada de forma inmediata como centro de almacenamiento y distribución de gas para la exportación a otros países europeos. Por su parte, las seis regasificadoras (Barcelona, Sagunto, Cartagena, Huelva, El Ferrol y Bilbao) están trabajando, en el mejor de los casos, al 50% de su capacidad.
Algo parecido sucede con los almacenamientos subterráneos. A finales de 2012 entraron en operación Yela y Marismas, que se suman a los de Gaviota y Serrablo. Sin embargo aún queda uno por entrar en operación. Se trata de Castor que, frenado por el sobrecoste que supuso su construcción -1.300 millones de euros sobre los 500 proyectados- y su posible implicación en un aumento de hasta un 8 por ciento en la factura del gas, se encuentra pendiente de la decisión del Ministerio de Industria.
El pasado 14 de mayo Omel Diversificación realizó la subasta para la compra de gas durante 2013 destinado a servir de colchón para Yela y Castor. Situado en el municipio castellonense de Vinarós, Castor tendrá un volumen de 1.300 millones de metros cúbicos (MNm3) de gas operativo, 600 de gas colchón y una capacidad de inyección y extracción de 8 y 25 MNm3/día, respectivamente.
Artículo incluido en la revista Energía de elEconomista. Descárguesela gratis
