3.1. La cadena de valor del gas natural

3.1. La cadena de valor del gas natural

El gas natural es una mezcla de diferentes gases, aunque predomina el metano (ver Tabla 3‑1) El gas se origina como consecuencia de la descomposición durante miles de años de materia orgánica enterrada con otros sedimentos a altas presiones y altas temperaturas en el interior de yacimientos a grandes profundidades, de donde es extraído, por lo cual es considerado un combustible fósil.

Tabla 3‑1. Composición del gas natural. 
Fuente: Naturalgas.

Se utiliza como fuente de energía en los sectores industrial, comercial y doméstico, así como para la generación de electricidad (ver Tecnologías y costes de la generación eléctrica). En relación con otros combustibles, el gas natural destaca por su combustión limpia (no emite partículas y tiene contenidos muy bajos de NOx y SOx) y con bajas emisiones de CO2, aunque posee menor poder calorífico que otros hidrocarburos.

¿Qué actividades componen la cadena de valor del gas natural? El proceso que sigue el gas natural desde la fase de exploración hasta que es consumido por el cliente final (ver Figura 3-1), definido como la cadena de valor del gas, es el siguiente:

  •  Extracción y tratamiento del gas almacenado.
  •  Licuefacción y transporte en forma de gas natural licuado (GNL)
  •  Posterior regasificación y/o transporte como gas a través de gasoductos.
  •  Almacenamiento.
  •  Distribución hasta los puntos de consumo.

Figura 3-1. Esquema básico del Sistema Gasista. 
Fuente: Elaboración propia.

Infraestructuras de gas natural. La evolución de las infraestructuras gasistas ha estado intrínsecamente ligada al incremento en el consumo final de gas natural, con elevadas tasas de crecimiento hasta la crisis de 2008-2009. El sistema gasista español comprende las plantas de regasificación, las conexiones internacionales, los almacenamientos subterráneos, las instalaciones de la red de transporte (gasoductos, estaciones de compresión, etc.), las redes de distribución, y el resto de instalaciones complementarias.

Las infraestructuras de gas natural actualmente en servicio en España en 2013 (Figura 3‑2) se componen de:

  •  Dos yacimientos,
  •  Siete plantas de regasificación de gas natural licuado, (estando planificada la construcción de otras dos en las islas, Tenerife y Gran Canaria),
  •  Cuatro almacenamientos subterráneos (más el almacenamiento de Castor),
  •  Seis conexiones internacionales (dos con Argelia, uno de ellos a través de Marruecos, dos con Francia y dos con Portugal),
  •  Más de 85.000 km de gasoductos de transporte y distribución,
  •  Además, otras instalaciones auxiliares, estaciones de compresión y plantas satélite de GNL.

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Figura 3-2. Infraestructuras gasistas en España. 
Fuente: CNMC.

Desarrollo de infraestructuras en los próximos años. El último plan de infraestructuras aprobado por el antiguo Ministerio de Industria, Turismo y Comercio (“Planificación de los sectores de electricidad y gas natural 2008-2016”) fue elaborado en un momento de fuerte crecimiento de la demanda, por lo que se fijaron objetivos muy expansionistas en materia del desarrollo de infraestructuras, como la puesta en marcha de tres nuevas plantas de regasificación (El Musel en Gijón, y dos en Canarias), numerosas ampliaciones de capacidad de plantas, la puesta en marcha del gasoducto submarino Medgaz y la ampliación de la capacidad de interconexión con Francia y la construcción de nuevas instalaciones de almacenamiento subterráneo (Yela y otros). Sin embargo, desde 2008 la demanda de gas e infraestructuras tienen crecimientos desacompasados, ya que mientras el consumo no ha hecho más que disminuir, la Planificación entonces en vigor mantenía un escenario expansionista de construcción de infraestructuras.

Por ello, ya en 2010, la Orden ITC/2906/2010 aprobó un “Programa anual de instalaciones y actuaciones de carácter excepcional de las redes de transporte de energía eléctrica y gas natural”, que suponía una revisión de las infraestructuras incluidas en la Planificación 2008-2016, incorporaba actuaciones excepcionales y señalaba como “R” determinadas infraestructuras no prioritarias.

Dada la gravedad de la situación, el Gobierno aprobó durante el año 2012 una serie de medidas, recogidas en el RD-Ley 13/2012 y la Orden IET/849/2012 de peajes. (Ver El Déficit tarifario en el sector del gas natural: qué es, consecuencias y solución).

  • Se suspende la concesión de nuevas autorizaciones de plantas de regasificación en la Península y de gasoductos de transporte (salvo los ligados a las conexiones internacionales de Larrau y Biriatou).
  • Se congela la puesta en servicio de la planta de Musel.
  • Se revisa la retribución de los AASS de Yela:
  •  Se aumenta el plazo de amortización de 10 a 20 años.
  •  Se elimina la posibilidad de obtener retribución provisional y se impide que se puedan cobrar dos anualidades a la vez.
  •  Podrán realizarse auditorías de coste.
  •  Los contratos de operación y mantenimiento deberán adjudicarse por concurrencia.
  • Se elimina la retribución específica de instalaciones de distribución.

Garantía de suministro y planificación de las infraestructuras. Teniendo en cuenta la elevada dependencia del sector gasista español de aprovisionamientos procedentes del exterior y la consideración del suministro de gas natural como servicio de interés general, desde el año 1998 la regulación española ha prestado especial atención al objetivo de garantizar el suministro de gas, para lo que ha establecido obligaciones por parte de los agentes de mantenimiento de existencias mínimas de seguridad y de diversificación de los aprovisionamientos[20].

En el primer caso, tanto los comercializadores como los consumidores directos en mercado que no se suministren de ningún comercializador deberán mantener unas existencias mínimas de seguridad de 20 días equivalentes de sus ventas firmes en España (en el caso de los consumidores directos, expresadas en días equivalentes de sus consumos firmes en la parte no suministrada por un comercializador). En cuanto a la obligación de diversificación del suministro, tanto los comercializadores como los consumidores directos con una cuota de mercado superior al 7% deberán diversificar sus aprovisionamientos cuando en la suma de todos ellos la proporción de los provenientes de un mismo país sea superior al 50%.

[20] La Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (CORES) es la encargada de llevar a cabo la inspección y control de las obligaciones de mantenimiento de existencias y de diversificación del suministro.

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