En pleno otoño y con el invierno en el horizonte, la coyuntura geopolítica vuelve a poner el precio de la energía en el centro del debate. Mientras el Gobierno ha dispuesto de algunas medidas de alivio inmediato, el sector gasista recuerda que la actual crisis plantea desafíos estructurales, pero también oportunidades que España no debe desperdiciar para avanzar en la descarbonización y reforzar su autonomía energética.
PREGUNTA: La actualidad manda y quiero comenzar preguntándole por una de las más recientes medidas del Gobierno. Ante la previsión de una notable subida de la factura por la guerra en Irán, se ha limitado la Tarifa Último Recurso (TUR) ¿Qué opina al respecto y cuál puede ser el impacto en el mercado y en el bolsillo de los ciudadanos?
RESPUESTA: La decisión de limitar la Tarifa de Último Recurso da continuidad a las medidas adoptadas por el Gobierno en los últimos meses para paliar los impactos de la guerra en Oriente Medio. Viene a proteger al consumidor en una coyuntura como la actual, marcada por la volatilidad de los mercados y un repunte de los precios de las materias primas energéticas en los mercados internacionales. La revisión de octubre, que limita el crecimiento de los costes de la materia prima a un 35% durante el actual trimestre y a un 15% durante el primero de 2027, no equivale a una subvención o ayuda. Simplemente se difiere el pago por parte del consumidor hasta un momento más favorable.
Desde la asociación entendemos la dificultad del momento y el impacto que puede tener sobre los consumidores. Consideramos que se trata de una medida de carácter meramente coyuntural, que, no obstante, tiene un impacto estructural al distorsionar la libre competencia en el mercado del gas.
Es una medida análoga a las ya implementadas en 2022 tras el estallido del conflicto en Ucrania. De los aproximadamente ocho millones de clientes del gas, en la primera mitad de aquel año, 6,5 millones se encontraban en el mercado libre y 1,5 millones acogidos a la Tarifa de Último Recurso. Hoy, ya son más de tres millones los clientes en esta tarifa. Obviamente, tiene toda su lógica: es un precio ‘intervenido’ porque la metodología de cálculo vigente no recoge el coste real del aprovisionamiento para los comercializadores en España y, por tanto, se ha consolidado como un problema estructural al que será necesario dar una respuesta más pronto que tarde.
Por otra parte, echamos en falta un apoyo decidido a los sectores productivos, a la industria gasintensiva. La medida comentada está enfocada en los consumidores domésticos, pero los consumidores industriales están afectados de manera severa por esta coyuntura de precios. Antes de iniciarse el conflicto, el gas estaba en el entorno de los 31 euros/MWh y hoy está alrededor de los 88 euros/MWh. Hubieran sido oportunas medidas de ayuda similares a las materializadas en 2022, así como el desarrollo de un marco específico para esa industria gasintensiva.
"Echamos en falta un apoyo decidido al sector industrial gas intensivo"
P: Hablaremos de esas cuestiones estructurales, pero quiero que nos centremos en la tarifa de gas. ¿Cree que hay cierto desconocimiento en los diferentes ingredientes que componen la factura? ¿Cuáles son y cómo deberíamos leerla?
R: Es una estructura básica que tiene tres componentes. El primero, el menor de todos, son los peajes de acceso, que sufragan los costes de las infraestructuras: la red de transporte, la red de distribución y las plantas de regasificación. Por ejemplo, para un cliente industrial, representa menos del 1% de la factura final.
El segundo elemento es el coste de la materia prima. En España, desafortunadamente, no disponemos de ese recurso autóctono ya que políticamente se decidió en mayo de 2021 no otorgar nuevos títulos de exploración, investigación y explotación de este recurso en nuestro subsuelo.
Y, por último, la carga impositiva, el impuesto especial de hidrocarburos y el impuesto sobre el valor añadido.
Esos son los tres grandes elementos de la factura, si bien los más importantes, por descontado, son el coste de la materia prima y la fiscalidad.
P: Encaramos ya los primeros compases de octubre, se avecinan altos precios para este otoño y el invierno. ¿Cuál es el escenario que barajan desde Sedigas?
R: Antes apuntaba la cifra del precio de mercado, en el mercado spot: en estos momentos está alrededor de los 90 euros/MWh. Los mercados de futuros no descuentan una reducción del precio del gas hasta la finalización del periodo invernal y, según sus previsiones, no recuperaríamos los niveles de precios anteriores al inicio del conflicto hasta 2029.
"Los mercados de futuro no descuentan una reducción en el precio del gas natural al menos hasta la finalización del periodo invernal"
P: Hablaba usted de cuestiones estructurales. ¿Estamos ante un episodio coyuntural de precios o cree que debemos acostumbrarnos a un gas estructuralmente más caro y volátil?
R: En los últimos cinco años hemos atravesado dos crisis energéticas: una derivada de la invasión de Ucrania por parte de Rusia y otra, la del conflicto actual en el golfo Pérsico. Vivimos en un entorno geopolítico cada vez más complejo, en el que el uso de la energía como arma de guerra es evidente.
Hemos de seguir trabajando con un objetivo básico: reforzar la seguridad del suministro, la diversificación de los orígenes y la autonomía energética a través de una apuesta decidida por los recursos autóctonos. En ese sentido, los gases renovables ofrecen a España una oportunidad singular.
P: ¿Qué medidas cree que pueden adoptarse para ayudar a paliar esta subida?
R: Además de la limitación temporal de la Tarifa de Último Recurso que antes comentábamos, existe margen de maniobra en la carga impositiva que pagan los consumidores domésticos. Para la industria gasintensiva, sería necesario habilitar ayudas directas que compensen los sobrecostes energéticos, junto con instrumentos de apoyo financiero que permitan atender posibles tensiones de liquidez. El objetivo debe ser preservar el tejido industrial y evitar que esta coyuntura se traduzca en pérdidas permanentes de capacidad productiva o deslocalizaciones, con consecuencias estructurales para la actividad económica y el empleo.
P: Hemos contado en muchas ocasiones en DEMÓCRATA que el gas es fundamental también en la transición energética. ¿Cómo ve el sector actualmente y hacia dónde debería transitar en un horizonte de cinco, 10 o 15 años?
R: El gas natural en España, en Europa y a nivel global, es un vector crucial para dar respuesta a las necesidades térmicas del cliente doméstico, del cliente industrial, pero también para la seguridad del suministro eléctrico.
No hace falta que nos remontemos al episodio del apagón en España y la contribución de los ciclos combinados, que fueron esenciales para recuperar el servicio durante la noche del 28 al 29 de abril. En un mercado de generación eléctrica con una creciente penetración de las fuentes renovables, es importante recordar que la flexibilidad y la firmeza que necesita el sistema la está aportando el gas natural.
Sin ir más lejos, este verano ha ofrecido una muestra. Durante los meses de julio, agosto y, especialmente, el mes de septiembre, la demanda de gas natural para ciclos combinados batió cifras récord. Los ciclos combinados han sido los encargados de garantizar la seguridad de suministro en un verano de temperaturas atípicamente elevadas, en las que se registró una menor aportación de la eólica y paradas no programadas de las nucleares.
P: Las infraestructuras gasistas tienen un valor estratégico y España atesora muy buena red. ¿Podría explicarnos por qué es tan importante y en qué punto estamos?
R: El sistema gasista español está reconocido como uno de los más resilientes, modernos y diversificados, uno de los mejor preparados de todo el mundo. Eso es posible gracias a los cerca de 100.000 kilómetros que suman la red de transporte y de distribución.
Además, España dispone del 25% de la capacidad total de regasificación que existe en estos momentos en Europa. Más relevante aún y probablemente desconocido: los tanques de nuestras plantas ofrecen un tercio de la capacidad europea de almacenamiento de gas natural licuado. Son activos con los que otros países no cuentan y que son pilares de nuestra seguridad energética.
Dado su papel estratégico, el gas natural va a estar presente en nuestra economía durante muchísimos años; además, la red gasista está preparada para la canalización de los gases renovables, que se abren paso por permitir la descarbonización con un aprovechamiento eficiente de las infraestructuras existentes. Sin duda, ellos son una de las opciones más eficientes que tiene la economía española para su descarbonización.
"El sistema gasista español está reconocido como el más resiliente, moderno y diversificado de Europa, uno de los mejor preparados de todo el mundo"
Las infraestructuras del gas serán una parte fundamental de la respuesta a un futuro más descarbonizado, competitivo y autónomo desde el punto de vista energético, porque permitirán utilizar moléculas producidas en nuestro propio territorio.
Sin ninguna duda, la electrificación representa una parte muy importante de la transición energética. Sin embargo, la electricidad no constituye una solución para todos los sectores. Determinadas actividades de la industria pesada, el transporte por carretera y el marítimo o la aviación necesitan moléculas. Recordemos que, según la Agencia Internacional de la Energía, en 2050, incluso en el escenario de cero emisiones netas, solo el 55 % de la energía final sería electricidad. El restante 45 % correspondería a las moléculas energéticas.
P: Estamos pendientes del despliegue de los contadores digitales. ¿Cómo va esto?
R: Ya estamos en la recta final para el despliegue de unos contadores que harán posible la digitalización del sector del gas, al igual que ya ha ocurrido en los sectores de la electricidad o del agua. Permitirán la lectura remota o el corte de suministro ante una eventual incidencia en la seguridad. Ese despliegue creará un ecosistema digital que facilitará el confort del consumidor final y su acceso a las mejores ofertas disponibles en el mercado.
P: Hablemos ahora del nuevo marco retributivo 2027-2032. Ustedes hacen una lectura clara: se da continuidad. ¿Cómo queda y cuál es la valoración que hacen de él?
R: Después de un año y medio de intenso trabajo, que comenzó en la primera mitad de 2025 con la consulta pública específica de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), seguida más tarde por las orientaciones de política energética del MITECO, el pasado 18 de septiembre el BOE publicaba las circulares definitivas de la CNMC que fijan la retribución de las actividades reguladas del gas.
Estas ofrecen estabilidad por cuanto dan continuidad al modelo retributivo, que viene a reconocer el papel estratégico de las infraestructuras gasistas. Son mucho más que activos energéticos: son activos país, que contribuyen a la seguridad de suministro, un factor primordial que, tal vez, hace una década dábamos por sentado. Y, no obstante, las dos últimas crisis han puesto de relieve su importancia estratégica.
Nuestra valoración es, pues, positiva por cuanto es técnicamente sólido y comparable con las buenas prácticas regulatorias europeas. Ofrece, en términos generales, una respuesta sólida a los retos del sistema gasista español; estabilidad regulatoria; una señal económica adecuada para la retribución de unos activos estratégicos, e incentivos a la digitalización, la ciberseguridad y la inyección de gases renovables.
Se trata, sin duda, de un reconocimiento tácito de la importancia estratégica de esas infraestructuras. El nuevo marco viene a acompañar el proceso de transición en el que están plenamente inmersas y comprometidas las empresas del sector.
P: Poniendo el foco en el biometano ahora. ¿Es suficientemente ambiciosa esa cuota del 6% de biometano en 2035 o Sedigas va a pedir que se eleve?
R: El biometano no es una opción energética marginal. Gracias a la importancia que reviste nuestro sector primario y la industria agroalimentaria, España es uno de los tres países europeos con mayor potencial para la producción de este gas renovable, tal y como reconoce la propia Comisión Europea. Se trata de un gas que también puede generarse a partir de lodos de depuradores de agua o la fracción orgánica de los residuos sólidos urbano.
Frente a países como Francia, donde son más de 800 plantas las que hoy están inyectando biometano a la red; Italia cuenta con cerca de 300 instalaciones y Alemania con un número similar. El sector en España avanza a un ritmo mucho más lento: son unas 30 las plantas de biometano en funcionamiento.
La buena noticia es que este año han comenzado a inyectar biometano en la red siete nueve plantas y el año pasado, nueve. El reto es materializar todo el potencial existente, que, según el análisis realizado por Sedigas en 2023, supera los 160 TWh. Es decir, cerca de la mitad de nuestra demanda total de gas natural podría ser descarbonizada gracias a este gas 100% renovable.
Para ello, las actuales infraestructuras son clave. El biometano es una molécula renovable perfectamente intercambiable con la molécula fósil, por lo que no requiere la adecuación de la infraestructura existente ni de los equipos ya sean domésticos, las calderas en nuestros domicilios, o industriales.
La lectura que hacemos de los objetivos que plantea el proyecto de Real Decreto de impulso del biometano es positiva. Consideramos que el despegue del sector necesita un estímulo a la demanda. Existen múltiples herramientas para hacerlo. España ha optado por establecer un sistema de cuotas mínimas obligatorias para determinados consumos de gas. La senda comenzará en 2028 con un 0,5% y crecerá hasta alcanzar el 6% en 2035. Para cumplir estos objetivos es necesario solventar los cuellos de botella que frenan los nuevos proyectos. Y uno de ellos es, sin duda, la tramitación administrativa.
"El biometano no es una opción energética marginal. Para su despegue es necesario estimular la demanda "
Una planta de biometano requiere un complejo proceso de tramitación de las autorizaciones ambientales, industriales… Como no podría ser de otra forma, el sistema es muy garantista desde el punto de vista técnico y de seguridad, lo que debería proporcionar tranquilidad a toda la ciudadanía. Pero el plazo medio para la obtención de los permisos se sitúa en torno a los 3 o 4 años. Este es uno de los principales obstáculos que se encuentra el sector para alcanzar el objetivo del 6% en 2035.
P: ¿Cómo garantizar que el desarrollo del biometano sea compatible con las preocupaciones de las poblaciones locales y con la sostenibilidad ambiental de los proyectos?
R: La aceptación social resulta crucial para el futuro del biometano. La tecnología es madura, segura y probada. Así lo demuestra la experiencia europea y el número de plantas operativas. Son más de 2.000 las instalaciones que están inyectando biometano a la red gasista europea. No es ni mucho menos una tecnología incipiente. España, por su parte, tiene todo un camino por recorrer. El éxito de los nuevos proyectos solo se asegurará desde la máxima exigencia técnica. El sector está absolutamente comprometido con los más altos estándares de seguridad y calidad operativa, como muestra el pionero decálogo de compromisos y buenas prácticas para el desarrollo y operación de las plantas de producción de biometano en España que los asociados a Sedigas aprobaron en 2024.
Igualmente es fundamental que los nuevos proyectos ofrezcan desde su fase inicial canales para una comunicación transparente con todos los colectivos de interés, desde la ciudadanía a los agricultores y ganaderos, desde las fases iniciales de los nuevos proyectos.
La aceptación social se ganará, sin duda, cuando exista un número crítico de plantas, que ofrecerán la evidencia práctica y real de su funcionamiento.
P: Sobre hidrógeno verde, ¿es ya una realidad industrial o en qué punto está?
R: España tiene, no solo en el biometano, sino también en el hidrógeno renovable, una oportunidad extraordinaria. Disponemos de la capacidad técnica, así como de los recursos renovables y eléctricos para su producción. Y tenemos una industria que avanza en su descarbonización y que, de hecho, ya está utilizando hidrógeno gris.
Sin las infraestructuras que se están promoviendo, el mercado del hidrógeno verde sencillamente no podrá existir. Por ser claves para el futuro, la propia Comisión Europea ha otorgado a la red troncal de hidrógeno que unirá España, Portugal, Francia y Alemania el reconocimiento de proyecto de interés comunitario y financiación a la ingeniería básica. Los hitos del calendario previsto para la creación de esa red se están cumpliendo. Este verano, por ejemplo, arrancó la fase ingeniería de detalle del hidroducto BarMar, que estará operativo en 2032.
El sector tiene que ofrecer tecnologías, opciones de descarbonización a ese tejido productivo que no será electrificable. En ese sentido, el hidrógeno renovable va a jugar un papel determinante en la descarbonización de los usos finales de la energía en los que la electrificación no es una solución eficiente.
P: Al inicio de esta conversación hemos comentado cómo afectaba a la factura de gas la coyuntura geopolítica. España presume de tener un sistema gasista muy diversificado. ¿Hasta qué punto seguimos expuestos a Argelia, Estados Unidos, Qatar u otros grandes proveedores?
R: En toda coyuntura adversa existe un riesgo de suministro y un riesgo de precios. En el caso de España, nuestra dependencia de la zona en conflicto es nulo. En 2026 no está previsto que llegue ninguna molécula que pase por el estrecho de Ormuz. De Catar, en 2025, llegó menos del 2% de los aprovisionamientos. Esto es posible gracias a la diversificación de las fuentes de suministro que nos proporciona el gas natural licuado. Vuelvo a recordar que un porcentaje muy importante de él se encuentra en los tanques de nuestro sistema gasista, que apuntalan nuestra capacidad de respuesta ante situaciones críticas.
Una cuestión distinta son los precios. En un mercado global cualquier tensión en la oferta o en la demanda genera volatilidad. Y la coyuntura actual no es la anterior al inicio del conflicto.
En este contexto, resulta fundamental la flexibilidad que ofrece la diversificación de los orígenes del suministro. Eso es lo que permiten nuestras infraestructuras.
P: Ante este nuevo escenario geopolítico, ¿cree que Europa debería reconsiderar sus calendarios de reducción de emisiones de metano?
R: Europa debe mantener su compromiso con la reducción de las emisiones de metano y, al mismo tiempo, asegurar que los plazos y las condiciones para cumplir las nuevas exigencias sean realistas. El contexto geopolítico y energético ha cambiado sustancialmente desde principios de año y exige compatibilizar los objetivos ambientales con la seguridad de suministro y la competitividad.
En este sentido, valoramos positivamente la propuesta de la Comisión Europea de aplazar un año la aplicación de determinados requisitos del Reglamento de Metano relativos a las importaciones, previstos para el 1 de enero de 2027. Es un paso necesario que reconoce las dificultades de cumplimiento que el sector y distintos Estados miembros vienen advirtiendo. Sin embargo, consideramos que ese plazo adicional resulta insuficiente para resolver los obstáculos técnicos y operativos que persisten.
Por ello, el sector gasista español y europeo, plenamente comprometidos con la reducción de las emisiones de metano, han solicitado que el aplazamiento se amplíe a tres años. Así lo hemos trasladado, junto con otras entidades y asociaciones, en una carta dirigida a los jefes de Estado y de Gobierno y a los ministros de Energía, con motivo del reciente Consejo Europeo. El objetivo es disponer de un periodo de adaptación suficiente para aplicar el reglamento de forma eficaz y evitar que unas exigencias difíciles de cumplir en los plazos previstos limiten la diversificación y la flexibilidad del aprovisionamiento, especialmente necesarias en la coyuntura actual.
Confiamos en que la negociación final entre el Parlamento Europeo, el Consejo y la Comisión permita acordar un calendario viable. Reducir las emisiones de metano y preservar la seguridad energética son objetivos que deben avanzar conjuntamente, con un marco exigente, previsible y aplicable.
"La seguridad de suministro invita a aplazar al menos tres años ciertas disposiciones del Reglamento europeo de emisiones de metano"
P: Para concluir, no puedo dejar de preguntarle cómo valoran y qué implicación tiene para el sector el anuncio de convocatoria electoral el próximo 29-N
R: Desde Sedigas afrontamos la convocatoria electoral del próximo 29 de noviembre con una prioridad clara: preservar la continuidad del trabajo regulatorio necesario para garantizar la seguridad de suministro, avanzar en la descarbonización y reforzar la competitividad de nuestra economía.
El cambio de ciclo político introduce incertidumbre sobre los plazos de aprobación de iniciativas normativas de gran relevancia para el sector gasista,
Muchas son fruto de años de trabajo técnico y de diálogo con la Administración, y su demora puede afectar a decisiones de inversión y al desarrollo de proyectos estratégicos. Por ello, consideramos fundamental que ese trabajo tenga continuidad y que se eviten retrasos innecesarios.
Con ese objetivo, hemos indicado al MITECO los proyectos normativos cuya aprobación consideramos prioritaria, distinguiendo entre aquellos con una tramitación suficientemente avanzada que permitirían su culminación en las próximas semanas, dentro de las posibilidades del marco legal vigente, y aquellos que corresponderá impulsar al futuro Gobierno que surja de las urnas.
Entre los primeros, a título meramente enunciativo, destacaría los siguientes: la orden ministerial para el despliegue de los contadores digitales, el real decreto de impulso al biometano, las resoluciones para la puesta en marcha del mercado de capacidad, la primera subasta de cogeneración, los cargos del sistema gasista para el 2027, el reglamento técnico de seguridad o la consulta previa para la transposición de la directiva europea del ‘paquete de gas’.
Para los restantes, pediremos que se retomen con la mayor celeridad al inicio de la nueva legislatura porque el sector necesita un marco regulatorio estable y predecible para seguir contribuyendo a un suministro energético seguro, sostenible y competitivo. Esa será la prioridad de nuestra interlocución con el próximo Gobierno.