Los españoles pagan un 30% más por el gas, la nuclear del futuro

La descarbonización y el fin de la nuclear en 2035 convierten al gas en el comodín de la generación eléctrica

El consumo medio anual es de 620 euros / Reuters
El consumo medio anual es de 620 euros / Reuters

La descarbonización y el fin de la nuclear en 2035 convierten al gas en el comodín de la generación eléctrica.

Los planes de descarbonización del Gobierno hacia una economía en la que la energía renovable alcance el 42% del consumo final en 2030, cumpliendo con creces el 35% previsto por Bruselas, pasan por duplicar los megavatios eólicos instalados respecto a 2015, triplicar la solar termoeléctrica y multiplicar por nueve la solar fotovoltaica. Esa transición acabará con el carbón y la generación nuclear, las tecnologías que, junto al gas, sirven de respaldo al sistema de generación eléctrica cuando ni el viento ni el agua embalsada pueden tirar de él. El gas se quedará solo como «comodín» lo que, según esos mismos planes, convertirá a los ciclos combinados en la tercera tecnología con mayor potencia instalada tras la eólica y la fotovoltaica. Esto disparará la demanda y las importaciones de una materia prima que en el mercado español cotiza un 30% más cara que en Holanda y Reino Unido.

En 2017, la demanda nacional de gas natural creció un 9%. El aumento de las necesidades se fundamentó en el buen comportamiento del sector industrial, que representa más del 62% de la demanda total. La falta de lluvias disparó la utilización de los ciclos combinados, que aumentaron su demanda de gas un 26,8% respecto al año anterior, según los datos de la patronal del sector Sedigas.

Los ciclos combinados, en cuyas centrales el gas se transforma en electricidad mediante un primer ciclo termodinámico por una turbina de gas y luego por una de vapor, tienen una alta eficiencia y son poco contaminantes. Se trata de una tecnología muy fiable y flexible cuya única pega son los costes variables de la materia prima y el origen de la misma, generalmente proveniente de países con alta inestabilidad.

Sin embargo, España cuenta con un diversificado sistema de suministro. En 2017, España recibió gas de 13 orígenes distintos. Por segundo año consecutivo, en 2017 se registró un incremento de la cantidad de GNL procedente de Perú y Noruega. También se observó un aumento del gas proveniente de Qatar. Por su parte, Estados Unidos se consolidó como país aprovisionador. Los descensos más significativos se produjeron en los cargamentos procedentes de Argelia, Trinidad y Tobago y Nigeria. Por orígenes, Argelia y Nigeria fueron los países de los que se recibió un mayor número de cargamentos, 50 buques metaneros de cada uno, seguidos de Perú y Qatar, con 43 y 39 buques, respectivamente.

En la actualidad, España sigue siendo el país europeo con mayor capacidad de regasificación: de las 22 plantas instaladas en el continente, siete se encuentran en territorio español. Su doble vía de entrada hace posible que el 52,8% del gas entre por gasoducto, mientras que el 47,2% en forma de gas natural licuado.

Coste de las importaciones

El coste medio de las importaciones de gas en España durante 2017 subió un 13% respecto a 2016, al promediar 17,55 €/MWh respecto a los 15,58 €/MWh en 2016. El aprovisionamiento por GNL se muestra más barato que el gas importado por gasoducto durante la mayor parte del año, salvo en el periodo invernal.

En los mercados de Holanda y Reino Unido, el precio promedio anual en 2017 estuvo alrededor de los 17 €/MWh, un 20% superior al precio de 2016. Los mayores precios se registraron al principio y al final del año, coincidiendo con los periodos invernales de mayor demanda. En el mercado asiático, así como en los países del sur de Europa con mayor dependencia del GNL, el precio durante el periodo invernal subió con fuerza, alcanzando los 30 €/MWh.

En el mercado español, en el primer trimestre de 2017, los precios «spot» se dispararon durante el mes de enero, marcando un precio máximo histórico por encima de 40 €/MWh. A mediados de febrero, los precios en España volvieron a acoplarse con los mercados del norte de Europa. A partir del tercer trimestre se produce un repunte del precio del mercado «spot» de GNL.

En este contexto, los precios de los mercados del suroeste de Europa se desacoplan de los precios del norte de Europa, con un ascenso mayor de los precios del gas natural, tanto en el mercado del sur de Francia como en el mercado «spot» español (MIBGAS), que hace que marquen un diferencial promedio cercano a los 5 €/MWh con respecto al mercado holandés (TTF) o el inglés (NBP), un 30% más.