La Agencia Internacional de la Energía (AIE) advirtió la semana pasada en su informe sobre las previsiones 2025-2027 del impacto en todo el sistema energético derivado del cierre progresivo de las centrales nucleares en España, un escenario que se mantiene sin variaciones con la llegada de Sara Aagesen a la cartera de Transición Ecológica y que arrancará en 2027, con el cierre del primer reactor de la central extremeña de Almaraz, y concluirá –en principio–en 2035.

En su análisis, la AIE asegura que la desaparición de esta fuente de generación estable de energía eléctrica elevará la dependencia de los ciclos combinados de gas en el sistema, especialmente si no se acelera el despliegue de almacenamiento energético.

El documento parte de las previsiones del Gobierno, con un incremento de la demanda de electricidad del 35% hasta 2030 y las renovables dando cobertura al 81% de la misma. El pasado año, la generación solar fotovoltaica alcanzó casi el 20% del total de la electricidad producida, superando a la eólica en capacidad instalada con más de 32 GW entre plantas a gran escala y autoconsumo.

Sin embargo, la intermitencia de las renovables, sumado al cierre nuclear y la creciente demanda de los centros de datos, plantea desafíos, lo que hará necesario quemar más gas, como reconocía ayer el consejero delegado de Enagás, Arturo Gonzalo, que avanzó un «rol adicional» para los ciclos combinados de gas natural como respaldo del sistema ante «unos picos de demanda crecientes», que podrían incrementarse un 22% al horizonte de 2030. «La infraestructura gasista es nuestra principal garantía a corto o a medio plazo para hacer frente a las nuevas necesidades del sistema eléctrico», dijo.

El hecho es que ya el pasado año el crecimiento de la demanda convencional de gas natural duplicó al aumento de la demanda eléctrica, según los datos publicados por los operadores de ambos sistemas (Enagás y Red Eléctrica).

En concreto, la demanda convencional de gas natural (hogares, pymes, industrias y cisternas) se situó en 237 teravatios hora (TWh) a lo largo del año, con un aumento del 3,3%, corregidos los efectos de temporalidad y laboralidad.

Por su parte, la demanda eléctrica en el mismo periodo se situó en 247 TWh, un 1,4% superior a la del año anterior y en el mismo escenario de calendario.

La recuperación del consumo de gas natural fue incluso más evidente en el caso de la industria, con un crecimiento del 4,3%, lo que situó su demanda en 176,8 TWh. El consumo de gas por parte del segmento industrial supuso alrededor del 74% del total.

Buena parte de este fuerte incremento industrial se debió al descenso de las cotizaciones internacionales del gas natural en 2024, que situó a esta fuente como la más competitiva para uso industrial y en determinados usos residenciales, como por ejemplo la calefacción. En este sentido, cabe destacar que la cotización del gas para la Península Ibérica suele ser un euro más barata que la referencia para el resto de Europa (TTF).

El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) elaborado por el Gobierno de España también destaca un consumo estable de gas natural hasta 2030 y lo considera un combustible imprescindible para la garantía de suministro. De hecho, el pasado diciembre se registró un récord de demanda de gas en los ciclos combinados ante la combinación de factores que incluye ausencia de viento y ausencia de sol, lo que se denomina «calma oscura».

El gas también está experimentando su propio proceso de transformación y reducción de emisiones con la irrupción del biometano, un gas verde obtenido a partir del tratamiento de residuos de todo tipo y clave para impulsar la economía circular. Este gas es compatible con la actual infraestructura de gas, lo que le convierte en una oportunidad para descarbonizar el consumo de hogares y empresas sin acometer nuevas inversiones.

La producción de biometano en la red de transporte y distribución se disparó un 29,3% en 2024, hasta 315,7 GWh, según Enagás.