Sedigas reivindica el papel de los gases renovables como motor de competitividad y descarbonización energética en España y Europa

Los principales actores del sector energético se dieron cita el 8 de mayo en Madrid en la 51ª edición de la Reunión Anual de la Asociación Española del Gas (Sedigas). En esta jornada se abordaron los retos y oportunidades del sector gasista en un contexto marcado por las crecientes tensiones geopolíticas y comerciales, que marcan el devenir del proceso de transformación del sistema energético europeo. Con el lema Gases renovables: energía sostenible para la competitividad y la soberanía energética, la edición 2025 trató cómo los gases renovables podrán contribuir a abordar los grandes desafíos que afronta el sector energético: garantizar el suministro de energía en un entorno incierto y turbulento como el actual, la aceleración de la descarbonización para hacer frente al cambio climático, y la competitividad necesaria de nuestro modelo económico para facilitar el crecimiento y el bienestar social.

En lo que respecta al balance de 2024, durante el pasado ejercicio, España volvió a destacar por su papel clave en la seguridad energética de Europa. Con una disponibilidad del 100% del sistema gasista durante todo el año, logró garantizar el suministro nacional incluso ante fenómenos climatológicos extremos como la Dana, y reforzó su rol como hub energético estratégico. Así lo reflejó el aprovisionamiento de catorce orígenes distintos, dando muestra de la diversificación del suministro.

Además, España exportó 34,5 TWh de gas natural a través de interconexiones y recargas de buques de GNL, consolidándose como el segundo país europeo en volumen de GNL recargado, solo por detrás de Bélgica. Todo ello, en un contexto geopolítico complejo, marcado por la prolongación del conflicto en Ucrania y nuevas tensiones en Oriente Medio, entre otros obstáculos reseñables.

El sistema alcanzó en diciembre de 2024 el récord de demanda diaria de los últimos dos años, con 1.671 GWh/día, impulsado por el uso de ciclos combinados ante la caída de generación renovable. En cuanto a la demanda de gas natural, la convencional, destinada a los consumos de hogares, comercios e industrias, alcanzó los 237,1 TWh, debido principalmente a un mayor consumo industrial, que aumentó un 4,2% hasta alcanzar los 176,8 TWh. Mientras, España alcanzó el 100% de llenado de los almacenamientos subterráneos en agosto, cumpliendo con meses de antelación los objetivos fijados por la UE para noviembre. A este hito se sumó el éxito de las subastas de capacidad, donde se asignaron slots de descarga y almacenamiento hasta 2039, en un entorno de elevada participación y competitividad.

La interrupción del suministro eléctrico registrada el pasado lunes 28 de abril, que afectó a toda la península Ibérica volvió a poner de manifiesto el papel clave del sector gasista para la seguridad y estabilidad del sistema energético nacional. Así quedó patente durante la incidencia, en la que el sistema gasista funcionó con absoluta normalidad, cubriendo sin incidencias toda la demanda de gas, especialmente la destinada a los ciclos combinados. Estos desempeñaron un rol determinante en la recuperación del suministro eléctrico y en el reequilibrio del sistema gracias a su flexibilidad, fiabilidad y capacidad de respuesta rápida ante una situación crítica como la vivida. En las horas siguientes al ‘cero eléctrico’, llegaron a representar más del 40% de la potencia eléctrica operativa durante la fase de recuperación del sistema —entre el lunes 28 y el martes 29—, con un pico del 48% a las 6:30 horas del martes 29, y un 36,5% de la generación total de energía producida en esa misma jornada.

En momentos de máxima exigencia como el vivido, la continuidad del suministro de gas natural y su disponibilidad inmediata, junto con el respaldo que ofrece la tecnología de ciclos combinados a la estabilidad de la red eléctrica, lo consolida como un componente imprescindible del mix energético en la transición hacia un modelo más descarbonizado. En este contexto, los ciclos combinados de gas natural se erigen como una tecnología robusta y solvente capaz de proporcionar la firmeza y flexibilidad que requiere el sistema eléctrico, gracias a su capacidad de modulación y arranque rápido. Así lo refleja también el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (Pniec 2023-2030), que mantiene su objetivo de 26,6 GW de ciclos combinados, reconociendo su papel esencial como respaldo a la generación renovable.

Los principales actores del sector energético se dieron cita el 8 de mayo en Madrid en la 51ª edición de la Reunión Anual de la Asociación Española del Gas (Sedigas).

Con un potencial de producción nacional que asciende a 163 TWh al año, el biometano demuestra el potencial suficiente para cubrir en torno al 50% de la demanda de gas natural en España. Este vector es una fuente renovable y autóctona que permite no solo reducir la dependencia energética del exterior y mejorar la balanza comercial, sino también evitar 83 millones de toneladas de emisiones de metano. Sin pasar por alto que su desarrollo se traduciría en más de 62.000 empleos directos e indirectos en actividades de operación y mantenimiento, y movilizaría inversiones superiores a 40.000 millones de euros, con especial impacto en zonas rurales.

A pesar de este potencial, la producción actual representa apenas el 0,1% de la demanda de gas natural en España. No ayuda que la meta fijada para el biogás (20 TWh/a) en el Pniec resulte limitada y poco ambiciosa. En este momento, el sector estima un número de 685 instalaciones y una producción asociada de aproximadamente 29 TWh/a —sobre la base de la expresión de interés para su conexión a las infraestructuras de transporte y distribución— en el horizonte 2030.

El incremento del objetivo de España para la producción de hidrógeno renovable (12 GW de electrolizadores) refuerza la apuesta y apoyo institucional por este vector energético, que será clave para acelerar la descarbonización de sectores industriales gas-intensivos y el transporte pesado y de larga distancia, así como el marítimo. Su versatilidad lo posiciona como un pilar esencial en la transición hacia una economía baja en carbono, impulsando tanto la competitividad industrial como una movilidad más sostenible.

Disponer de una sólida red de infraestructuras de hidrógeno va a ser esencial para almacenarlo y transportarlo de la forma más eficiente desde los lugares donde se produce hasta aquellos donde se consume, en España y en Europa. Con este objetivo, se impulsa el desarrollo de los primeros ejes de la red troncal de hidrógeno y las interconexiones CelZa y BarMar que componen el corredor de hidrógeno europeo H2med. La Comisión Europea designó a estos proyectos como Proyectos de Interés Común (PCI) y concedió en enero de 2025 el 100% de los fondos Connecting Europe Facility (CEF) solicitados para su fase de estudios, un total de 75,8 millones de euros.

La reciente publicación de la Circular 2/2025 de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) fue uno de aspectos normativos a los que se hizo referencia durante la jornada. Este documento normativo establece la metodología y condiciones de acceso, así como los procedimientos de asignación de capacidad y conexión de nuevas instalaciones productoras a las redes de transporte y distribución de gas. La circular se convierte, así, en una herramienta para regular el creciente interés por conectar plantas de producción de gases renovables —como el biometano y el hidrógeno renovable—, así como instalaciones industriales o proyectos de almacenamiento, a las infraestructuras existentes del sistema gasista.

A su vez, se trató el inminente inicio de la tramitación por parte de la CNMC de las circulares retributivas del sistema gasista que estarán en vigor de octubre de 2027 hasta septiembre de 2032. Estas modificarán el marco regulatorio de ingresos y costes de las actividades reguladas (transporte, distribución y regasificación). Estas nuevas circulares deberán garantizar la seguridad y estabilidad regulatoria, la suficiencia retributiva e incentivar la inversión en gases renovables y el adecuado mantenimiento de las infraestructuras actuales. Además, la metodología de cálculo de los peajes y cánones debería fomentar el uso de las infraestructuras existentes para preservar la sostenibilidad económica y financiera del sistema gasista.

Por su parte, las nuevas directivas RED III y la Directiva de Eficiencia Energética de Edificios (EPBD) también entraron en la conversación. Concretamente, dado que la primera constituye una oportunidad clave para impulsar el desarrollo del biometano y el hidrógeno renovable en España, al elevar al 42,5% el objetivo vinculante de energías renovables para 2030 y establecer procedimientos acelerados para nuevos proyectos. Mientras, el fin de las subvenciones a nuevas calderas de combustibles fósiles desde el comienzo de este año determinado por la EPBD abre oportunidades para sistemas híbridos y tecnologías renovables como el biometano, compatible con las infraestructuras y calderas existentes. Asimismo, el nuevo sistema de comercio de derechos de emisión (ETS2), que entra en vigor también este 2025, con la incorporación de la edificación, el transporte por carretera y otros sectores obligará a las comercializadoras a adquirir derechos de emisión de CO₂ acelerando la necesidad de descarbonización de sus carteras de clientes.

En lo referido al Reglamento europeo de Emisiones de Metano, el sector advierte sobre la importancia de que las nuevas exigencias vayan acompañadas de criterios técnicos viables, plazos razonables y mecanismos de apoyo, con el fin de garantizar una transición justa. En una línea similar, se destacó la necesidad de contar con un marco regulatorio predecible y estable en el contexto del Reglamento europeo de Transporte y Distribución de Gas que permita a las empresas planificar inversiones a largo plazo, garantizar el retorno económico de las infraestructuras existentes, y facilitar su adaptación progresiva al uso de gases renovables como el biometano y el hidrógeno renovable.