El gas natural comenzó a introducirse en España a finales de la década de los 60 a través de aprovisionamientos de gas natural licuado (GNL) procedente de Libia, descargados y regasificados en la planta de regasificación de Barcelona desde febrero de 1969, desde la que se abastecía de gas natural a todo el área metropolitana de la ciudad. En 1974 comenzó a suministrarse GNL procedente de Argelia en la planta de Barcelona.¹ La crisis económica de comienzos de los años 80 provocó el retraso del desarrollo de las infraestructuras gasistas y obligó a renegociar los contratos de largo plazo de suministro de GNL. En 1985 se firmó el “Protocolo del Gas”², cuyo objetivo era impulsar el crecimiento del consumo de gas natural y del sector del gas natural en general en España.

Entre los años 1985 y 1993 los aprovisionamientos por GNL (a través de la planta de Barcelona y de dos nuevas plantas de regasificación construidas en Huelva y Cartagena) se complementaban con la limitada producción de gas natural de los yacimientos de Serrablo y Gaviota (hoy convertidos en instalaciones de almacenamiento subterráneo). En 1993 se puso en funcionamiento la primera conexión internacional del sistema gasista español en Larrau (sur de Francia, cerca de su frontera con Navarra), a través de la cual se importa gas procedente de Noruega.

Posteriormente, en 1996, entró en operación el gasoducto del Magreb (conectado con la península en Tarifa), por el que se importa gas producido en Argelia. Este gasoducto supuso un hito importante al conectar España con los yacimientos de Argelia. Para su construcción, se hizo necesario el acuerdo con Marruecos  (país de tránsito) y un compromiso³ del sector eléctrico para garantizar el consumo de determinados volúmenes de gas.

En la actualidad, los aprovisionamientos de gas natural, tanto a través de gasoductos (aproximadamente un cuarto del total) como a través de plantas de regasificación de GNL (aproximadamente tres cuartos del total), provienen de orígenes muy diversificados geográficamente, como muestra la siguiente tabla.

 

Tabla 1. Evolución del aprovisionamiento de gas natural en España (TWh)

Fuente: Enagás

 

Intrínsicamente ligado a la evolución de las infraestructuras gasistas está el incremento en el consumo final de gas natural, con elevadas tasas de crecimiento hasta la crisis de 2008-2009. Como se observa en la Tabla 2, entre 1985 y 2000 el consumo creció principalmente debido al incremento del uso de gas natural en procesos industriales, acompañado por un crecimiento gradual del consumo de gas natural en los hogares. Desde 2002, el consumo de gas natural se ha acelerado como consecuencia de la instalación de ciclos combinados de gas natural que utilizan gas natural como combustible para generar energía eléctrica. En 2009, del consumo total de gas natural en España (401,9 TWh), un 40,1% (160,8 TWh) se destinó a la generación de electricidad y un 59,9% (240,1 TWh) al consumo convencional.

 

Tabla 2. Evolución del consumo de gas natural en España.

 

Fuente: Sedigás

El sistema gasista comprende las instalaciones de la red de transporte (gasoductos, estaciones de compresión, etc.), las redes de distribución, las plantas de regasificación, los almacenamientos subterráneos y el resto de instalaciones complementarias. La siguiente figura muestra la red básica de gas natural en España a finales de 2009.⁴

 

Figura 1. Instalaciones de la red básica de gas natural en España.

Fuente: Comisión Nacional de Energía

Red de transporte

La red de transporte de gas natural se divide en red de transporte primario (gasoductos con presiones de diseño superiores a 60 bar) y red de transporte secundaria (gasoductos con presiones de diseño entre 16 y 60 bar). A finales de 2009, la red de transporte primario estaba integrada por 9.194 km de gasoductos. El transporte del gas natural en la red de transporte se controla gracias a 14 estaciones de compresión situadas a lo largo de la geografía, dirigidas desde el Centro Principal de Control (CPC) del Gestor Técnico del Sistema (GTS). Mientras que Enagás es el transportista único de la red troncal de transporte primario de gas, la red de transporte secundario en España está integrada por gasoductos de Enagás y de otros transportistas, como Naturgás Energía Transporte, Gas Natural Transporte, Reganosa, Saggas, Iberdrola Infraestructuras Gasistas, Endesa Gas Transportista, etc.

Gráfico 1. Evolución de los kilómetros de las redes de transporte y distribución de gas natural

 Fuente: Avance estadístico 2009 de Sedigas

Redes de distribución

Los gasoductos de transporte están conectados con las redes de distribución, o conjunto de gasoductos con presión inferior a 16 bar que llevan el gas natural hasta los consumidores finales. Las Estaciones de Regulación y Medida (ERM) permiten adecuar la presión a los niveles requeridos, filtran impurezas y odorizan el gas. Los distribuidores son los titulares de las instalaciones de distribución de gas natural y encargados de construir, operar y mantener las redes y de permitir el acceso de terceros (comercializadores y clientes cualificados) a sus redes a cambio del pago de los peajes establecidos regulatoriamente. En la actualidad, tres grupos empresariales (Gas Natural Fenosa, Endesa y Naturgás Energía Distribución) operan y mantienen redes de distribución en España.

Figura 2. Número de clientes y de municipios con suministro de gas natural

 

Fuente: Avance estadístico 2009 de Sedigas

Plantas de regasificación

El conjunto de infraestructuras de regasificación de GNL del sistema gasista español es el más importante de Europa. En la actualidad hay seis plantas de regasificación en operación en España, del total de 18 plantas de regasificación en operación en Europa, que suman el 40% de la capacidad de almacenamiento total de plantas de GNL en Europa.⁵ Las plantas más antiguas (Barcelona, Huelva y Cartagena) son propiedad de Enagás, mientras que en los últimos años se han conectado a la red nuevas plantas promovidas por otros agentes, como Endesa, Iberdrola, Unión Fenosa o Repsol, entre otros.

 

Tabla 3. Plantas de regasificación en operación.

Fuente: Enagás y elaboración propia

Interconexiones

El sistema gasista español está conectado en la actualidad con los sistemas gasistas francés y portugués, a través de gasoductos situados en Navarra, Irún, Tui y Badajoz, y con Marruecos, a través del gasoducto del Magreb, conectado al sistema peninsular en Tarifa.

Instalaciones de almacenamiento subterráneo de gas natural

Actualmente el sistema gasista español cuenta con dos instalaciones de almacenamiento subterráneo: los antiguos yacimientos de gas natural de Serrablo y Gaviota, con una capacidad total de almacenamiento limitada (28.069 GWh, frente a una demanda anual de gas de más de 400.000 GWh). El crecimiento de la demanda y la dependencia de aprovisionamientos de gas natural provenientes del exterior está incentivando la promoción de nuevos almacenamientos (Marismas, Yela, Cástor, Poseidón y Reus) y el incremento de la capacidad de las instalaciones existentes (p. ej., Gaviota).

La última revisión del plan de infraestructuras del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio (“Planificación de los sectores de electricidad y gas natural 2008-2016”) fijó como objetivos en materia del desarrollo de las infraestructuras en el sistema gasista español en los próximos años la ampliación de la capacidad de las actuales plantas de regasificación y la puesta en marcha de tres nuevas plantas de regasificación de GNL (El Musel, en Asturias y Tenerife y Gran Canaria en Canarias), la puesta en marcha del gasoducto submarino Medgaz, que unirá directamente Argelia y la península, con conexión en Algeciras, y la ampliación de la capacidad de interconexión con Francia a través del incremento de la capacidad del gasoducto Irún-Hendaya y la ampliación de la red de instalaciones de almacenamiento subterráneo con la incorporación al sistema de las instalaciones de Yela (Guadalajara), Cástor (delta del Ebro), Poseidón (delta del Guadalquivir) y Reus.

En la actualidad, se está revisando la planificación aprobada en 2008 para tener en cuenta a la hora de desarrollar las infraestructuras en los próximos años los efectos de la crisis económica de 2008-2010 y el descenso en las previsiones de evolución del consumo de gas natural en los próximos años.

El mercado mayorista de gas natural

El mercado mayorista de gas natural engloba, de forma general, todas aquellas transacciones que no tienen por objetivo suministrar energía a usuarios finales de gas natural. Los principales operadores en el mercado mayorista de gas natural en España son las empresas de comercialización de gas natural. En la actualidad, 29 comercializadores operan activamente en el mercado gasista español.⁶

Los comercializadores de gas natural firman contratos de aprovisionamiento (generalmente de largo plazo, con horizontes de entrega superiores a 10 años) con productores de gas y con entrega a través de los gasoductos o en las plantas de regasificación. Por lo general, estos contratos ligan la evolución del precio del gas natural y del GNL contratado a la evolución del precio del petróleo y de otras “commodities” energéticas (fuelóleo, carbón, derechos de emisión de CO2, etc.). En ocasiones, las fórmulas de precios indexan también el precio del gas al precio de la electricidad o a indicadores de precios de gas natural de más corto plazo (p. ej., índices de precios spot en Europa) o internacionales de carbón.

En el corto plazo, los comercializadores pueden intercambiar parte del gas contratado a largo plazo con otros comercializadores a través de acuerdos bilaterales (“over the counter” u OTC). Los intercambios y cesiones de gas a más corto plazo entre comercializadores pueden realizarse antes de la descarga de los buques metaneros, o bien una vez el GNL ha sido almacenado en los tanques de las plantas de regasificación. Estas transacciones tienen por objetivo ajustar el stock de gas de cada empresa a sus necesidades para el suministro a clientes finales en el corto plazo y también minimizar las penalizaciones por desequilibrios en los balances de gas (ver subsección “Normas de Gestión Técnica del Sistema”·más adelante). El volumen de gas negociado en España en el mercado OTC alcanzó en 2009 714 TWh (+26% respecto de 2008), equivalente a 1,77 veces la demanda de gas en España. La siguiente figura muestra las cuotas de mercado de los principales comercializadores de gas natural en el mercado OTC en 2009.

 

 

Gráfico 2. Cuota de mercado en el mercado OTC enero-diciembre 2009

Fuente: CNE

El mercado minorista de gas natural

El mercado minorista de gas natural engloba, de forma general, todas aquellas transacciones cuyo objetivo es suministrar energía a usuarios finales de gas natural. El mercado minorista de gas en España se divide entre el mercado de Suministro de Último Recurso (menos del 10% del total de la energía) y el mercado libre. Aunque desde el 1 de enero del 2003 todos los consumidores tienen la opción de elegir comercializador en el mercado libre, los consumidores más pequeños (conectados a un gasoducto con presión inferior o igual a 4 bar y con consumos anuales inferiores a 50.000 GWh) tienen derecho a acogerse a la Tarifa de Último Recurso, fijada administrativamente. En la actualidad, el mercado de Suministro de Último Recurso engloba entre el 5% y el 10% del consumo total de gas natural y el 47% de consumidores totales de gas natural.

En el mercado minorista libre, los comercializadores venden gas natural a sus clientes (domésticos, comerciales e industriales y centrales eléctricas que consumen gas natural) bajo condiciones libremente pactadas entre las partes. Los precios del gas natural dependen del precio del gas natural en el mercado mayorista, del coste de los cánones y peajes por el uso de las infraestructuras, del margen comercial para los comercializadores y de otros factores, como la flexibilidad en los suministros, la duración del contrato, etc. En general, el mercado minorista libre de gas natural está caracterizado por un nivel elevado de competencia, con cuatro operadores con cuotas de mercado superiores al 10% (ver la siguiente figura) a finales del tercer trimestre de 2009: Grupo Gas Natural (32,6%), Iberdrola (14,7%), Unión Fenosa Gas Comercializadora (12,8%) y Grupo Endesa (12,6%).

 

Tabla 4. Cuotas de mercado en el mercado minorista de gas natural en España

Fuente: CNE

El Gestor Técnico del Sistema, entidad encargada de supervisar y controlar el funcionamiento del sistema con el objetivo de garantizar un suministro seguro y fiable de energía y el equilibrio físico del sistema gasista, facilita la integración de todas las transacciones económicas que realizan los agentes con la realidad física del sistema gasista a través de la aplicación de las Normas de Gestión Técnica del Sistema (NGTS). Las Normas de Gestión Técnica del Sistema (NGTS), completadas con los correspondientes Protocolos de Detalle,⁷ recogen las reglas de actuación que deben seguir tanto el Gestor Técnico del Sistema como los titulares de las instalaciones y los usuarios de las mismas, para garantizar un funcionamiento del sistema gasista acorde con los parámetros de seguridad fijados en la regulación. La siguiente figura resume los procesos que deben realizar los agentes y el GTS para inyectar gas en el sistema y extraerlo (consumirlo).

Figura 3. Procesos de gestión técnica del sistema gasista.

Fuente: NGTS y elaboración propia

Una vez reservada la capacidad de entrada en el sistema y contratado el uso de las redes de transporte y de las distintas infraestructuras, los agentes que operan en el mercado deben enviar a los operadores de las infraestructuras y al GTS información sobre el uso que harán de las mismas. El proceso de programación consiste en la comunicación, por parte de los agentes del mercado y de forma periódica (anual, mensual y semanal), a los operadores de las instalaciones y al GTS sobre las previsiones de inyección y extracción de gas, transporte de flujos de gas, etc., en distintos horizontes temporales. Las programaciones, con carácter informativo en los horizontes de más largo plazo (un año y un mes), pueden ajustarse periódicamente a medida que se acerca el momento de uso de las instalaciones, resultando vinculantes en el caso de las descargas de GNL en el detalle mensual y en las entradas al Sistema Transporte en el corto plazo (semanas).⁸ Cuando el horizonte se reduce a un día determinado, el proceso de comunicación de la previsión de uso de las instalaciones se conoce como nominación y siempre tendrá carácter vinculante. La posterior aceptación del titular de la infraestructura de dichas nominaciones es lo que se conoce como proceso de validación de las nominaciones.

Se denomina medición al proceso por el cual se determina la cantidad y calidad de gas que ha transitado por determinados puntos del sistema. El proceso de reparto del gas medido en cada punto de sistema implica la asignación a cada agente que opera en el mercado del gas transportado, regasificado, almacenado o distribuido por los operadores en las instalaciones, en coordinación con el GTS. Con posterioridad el GTS realiza el proceso de balance, evaluando las existencias de gas de cada usuario en cada instalación. Finalmente se procede a la liquidación de los pagos por peajes y cánones establecidos por el uso de las instalaciones del sistema y el pago de penalizaciones por desbalances⁹.Las NGTS también establecen reglas para definir los planes de mantenimiento de las infraestructuras y los procedimientos de operación a los que se tiene que ajustar el GTS en condiciones de operación normal del sistema y en las situaciones excepcionales y de emergencia.