introducción al sector del gas natural en españa

INTRODUCCIÓN AL SECTOR DEL GAS NATURAL EN ESPAÑA
BREVE HISTORIA DEL GAS NATURAL EN ESPAÑA
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.
1
Ver más información sobre el desarrollo del sector del gas natural en España en Vigre, A. “Aprovisionamientos de gas natural en
España”, disponible en www.gasnatural.com, Sudriá, C. (2006), “Un bosquejo histórico de la energía en la industrialización de España”,
en “Energía: Del monopolio al mercado. CNE, diez años en perspectiva”, Thomson-Civitas, pp. 41-66, y Yunta, R. (2009), “Lecciones de
la liberalización del gas en España”, en “Tratado de regulación del sector eléctrico”, Thomson-Aranzadi, pp. 863-897.
2
El “Protocolo de intenciones para el desarrollo de la industria del gas natural en España”, firmado por el Ministerio de Industria y
Energía (MINER) y las principales empresas de distribución y suministro de gas natural supuso la puesta en marcha de un plan de
expansión a largo plazo de las infraestructuras y de una reordenación normativa y organizativa del sector.
3
En 1994, la Administración española, las empresas eléctricas y ENAGAS firmaron el “Protocolo de Intenciones para el uso del gas
natural en la generación de energía eléctrica”.
1
Tabla 1. Evolución del aprovisionamiento de gas natural en España (TWh)
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2009 (%)
1,7
5,9
5,8
2,5
3,7
0,6
0,8
1,0
1,3
1,7
0,4%
IMPORTACIONES
199,5
204,5
242,1
276,2
320,0
389,7
409,0
408,9
457,6
410,5
99,6%
Argelia
120,1
112,9
141,8
161,6
164,1
170,7
131,1
152,4
160,5
141,3
34,3%
71,6
62,3
72,2
74,5
88,0
110,3
100,3
102,2
103,7
80,9
48,5
50,6
69,1
87,0
76,0
60,4
30,8
50,2
56,8
60,4
Libia
9,3
9,2
7,3
8,8
7,4
10,1
8,0
8,8
6,1
8,3
2,0%
Noruega
26,9
26,8
26,4
26,6
26,5
24,4
24,6
25,3
32,3
38,1
9,2%
26,9
26,8
26,4
26,6
26,5
24,4
24,6
25,3
20,8
22,4
-
-
-
-
-
-
-
-
11,5
15,8
Países del Golfo Pérsico
8,8
20,6
40,2
28,3
61,7
75,9
68,3
53,1
61,4
73,2
17,8%
Trinidad y Tobago
9,2
6,8
5,3
1,0
0,0
5,6
39,0
24,4
50,1
42,0
10,2%
21,8
28,2
18,7
49,1
56,6
57,7
82,5
96,9
86,7
57,9
14,0%
-
-
-
-
-
41,1
55,2
47,0
57,0
47,1
11,4%
3,5
0,0
2,2
0,9
3,7
4,2
0,3
1,0
3,5
2,6
0,6%
TOTAL APROVISIONAMIENTOS
201,2
210,4
247,9
278,8
323,7
390,3
409,8
409,9
458,9
412,2
100%
GNL/Total (%)
50,2%
54,9%
57,7%
62,8%
63,5%
65,3%
69,3%
68,7%
72%
74%
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1,2
1,9
8,6
SUMINISTRO NETO (TWh)
201,2
210,4
247,9
278,8
323,7
390,3
409,8
408,7
457,0
403,6
SUMINISTRO NETO (bcm)
17,3
18,1
21,4
24,0
27,9
33,6
35,3
35,3
39,5
34,9
PRODUCCIÓN NACIONAL
Gas natural
GNL
Gas natural
GNL
Nigeria
Egipto
Otros
EXPORTACIONES
Francia
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
2
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.
3
Tabla 2. Evolución del consumo de gas natural en España. (GWh)
1985
1990
1995
2000
2004
2005
2006
2007
2008
2009
1. Doméstico
7.128
10.771
18.101
34.755
51.983
56.424
51.995
56.785
59.617
55.945
2. Industrial
15.480
44.166
69.381
144.994 196.230 202.428 199.167 203.391 197.256 180.264
3. Generación
electricidad
6.890
2.254
879
10.379
66.093
173
4.835
6.196
6.131
5.687
26.870
61.438
94.225
195.756 319.493 375.653 391.023 407.837 448.868 401.523
TOTAL DEMANDA 29.671
62.026
94.557
196.258 319.992 376.221 391.524 408.391 449.441 401.971
4.Usos
energéticos
5. Total GN
o
111.170 134.664 142.057 187.534 160.888
6.199
5.698
6.158
5.033
4.874
Fuente: Sedigás
INFRAESTRUCTURAS GASISTAS EXISTENTES
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
4
La red básica de gas natural está formada, de acuerdo con la Ley de Hidrocarburos, por los gasoductos de transporte primario
(presión igual o superior a 60 bares), las plantas de regasificación de GNL, las plantas de licuefacción de gas natural, los
almacenamientos básicos de gas natural, las conexiones de la red básica con yacimientos de gas natural en el interior o con
almacenamientos y las interconexiones del sistema gasista español con otros sistemas o con yacimientos en el exterior.
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
5
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.
5
Ver Gas Infrastructure Europe Investment Database, disponible en www.gie.eu.com.
6
Tabla 3. Plantas de regasificación en operación.
Total
nº
tanques
Capacidad de
almacenamiento
(GWh)
Capacidad de
regasificación
(GWh/día)
Total
regasificado
2008 (GWh)
regasificado 2009
(GWh)
Barcelona
6
3.699
561
77.601
72.391
Huelva
4
3.216
382
61.101
59.997
Cartagena
4
2.993
379
47.323
44.435
BBG (Bilbao)
2
2.055
225
56.278
49.285
Saggas (Sagunto)
3
3.083
282
66.586
65.300
Reganosa (El Ferrol)
2
2.055
117
21.749
16.207
Planta
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).
DESARROLLO DE LAS INFRAESTRUCTURAS EN LOS PRÓXIMOS AÑOS
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.
7
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.
LA CONTRATACIÓN DEL GAS NATURAL
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.
6
Ver listado de empresas comercializadoras de gas natural
8
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%).
9
Tabla 4. Cuotas de mercado en el mercado minorista de gas natural en España
Fuente: CNE
REGLAS DE OPERACIÓN DEL SISTEMA GASISTA
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).
7
Ver más información sobre las NGTS en la página del GTS (www.enagas.es).
10
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
8
Esto puede implicar penalizaciones por incumplimientos de las programaciones comunicadas por los agentes.
9
Un agente “entra en desbalance” cuando sus existencias en las infraestructuras del sistema gasista (transporte o almacenamientos
subterráneos o de GNL) no respetan los límites establecidos, ya sea por defecto o por exceso.
11
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.
12