3.5. Transporte del gas natural por gasoducto
El sistema clásico de transporte de gas entre dos puntos determinados es el gasoducto (tuberías de acero con carbono, de elevada elasticidad), bien enterrado en la superficie terrestre o bien en el fondo de los océanos. La capacidad de transporte de los gasoductos depende de la diferencia de presión entre sus extremos y de su diámetro (a medida que éste aumenta, lo hace la capacidad de transporte).
La forma de hacer circular el gas a través de los gasoductos no es otra que aumentar en determinados puntos de los mismos la presión del gas. Esta acción se realiza en las estaciones de compresión, que aseguran la correcta circulación de los caudales de gas, compensando las pérdidas de presión que se producen en el transporte. El control de los flujos de gas se realiza desde instalaciones donde se reciben las medidas de presiones, temperaturas, caudales y poderes caloríficos (centros de control).
Las infraestructuras existentes en el sistema gasista para el transporte de gas comprenden los gasoductos, estaciones de compresión, estaciones de regulación y medida, centros de control, etc. La Figura 3‑13 muestra la red básica de gas natural en España a finales de 2016, donde se puede observar las instalaciones de transporte de gas.
Figura 3-13. Instalaciones de la red básica de gas natural en España (2016).
Fuente: Sedigás, El gas en España 2016.
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 secundario (gasoductos con presiones de diseño entre 16 y 60 bar). A finales del año 2016, la red de transporte primario estaba integrada por 11.369 km de gasoductos. El transporte del gas natural en la red se controla gracias a 18 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 mayoritario 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 Gas Natural Transporte, Reganosa, Endesa Gas Transportista, Redexis Gas, y otros menores.
Figura 3-14. Evolución de los kilómetros de las redes de transporte y distribución de gas natural.
Fuente: Sedigás, El gas en España 2016.
Interconexiones. El sistema gasista español está conectado en la actualidad con los sistemas gasistas francés y portugués, a través de gasoductos bidireccionales situados en Navarra, Irún, Tui y Badajoz, y con Argelia, en primer lugar vía Marruecos, a través del gasoducto del Magreb, conectado al sistema peninsular en Tarifa y en segundo lugar, directamente mediante el gasoducto de Almería (Medgaz).
Las interconexiones con Francia se encuentran en Larrau e Irún. Siguiendo las directrices marcadas por la Iniciativa Regional de Gas del Sur (SGRI), Enagás Transporte S.A.U y TIGF desarrollaron conjuntamente una plataforma electrónica, PRISMA, con el objetivo principal de asignar capacidad en puntos de interconexión entre zonas de balance de los Estados miembro de la Unión Europea.
Para la asignación coordinada de capacidad disponible entre ambos países se empleaba la OSP (Open Subscription Period for Short Term Capacity) que respondía a la necesidad de utilizar un mecanismo de asignación de capacidad de corto plazo adaptado a las peculiaridades del marco regulatorio de cada país, así como a la necesidad de coordinación entre los distintos operadores de ambos sistemas. Este proceso era gestionado por Enagás y TIGF, y por las autoridades competentes de ambos países.
Actualmente se usa la plataforma electrónica PRISMA, que sirve como método en el cual los TSO y los cargadores tienen la capacidad de subastar la capacidad de gas de transmisión en el nivel de mercado primario y secundario, respectivamente.
Tabla 3-6. Capacidades de las conexiones internacionales en 2016.
Fuente: Elaboración propia.
Medgaz. En 2011 se puso en marcha el gasoducto de Medgaz, que conecta directamente Argelia con España. El objeto del proyecto fue aumentar la capacidad de interconexión internacional para facilitar la creación de un hub de gas y diversificar el riesgo geo-político del transporte internacional con África.
El gasoducto, que cuenta con una capacidad de transporte de 8 bcm/año, conecta la estación de compresión de Beni-Saf en Argelia con el gasoducto de transporte Almería-Chinchilla y tiene una longitud de 210 km y un diámetro de 24 pulgadas (Figura 3‑15).
Figura 3-15. Gasoducto. Medgaz.
Fuente: Medgaz.
Desde los años 70 existía la idea de conectar Argelia con España por medio de un gasoducto submarino directo, pero los medios técnicos para llevarlo a cabo no estaban lo suficientemente avanzados, principalmente por la profundidad del trazado. En septiembre del 2002, el Ministerio de Industria incluyó el proyecto Medgaz en la planificación estratégica de infraestructuras del sector del gas. En 2007, y después de obtener las licencias correspondientes, comienza su construcción.
La composición del accionario de Medgaz ha sufrido variaciones desde su constitución. Actualmente está compuesto por Sonatrach (43%), Cepsa (42%) y Gas Natural Fenosa (15%).
Cuando el proyecto fue planteado, las previsiones de crecimiento de la demanda eran mucho mayores a las que luego se han materializado, por lo que la capacidad de Medgaz no se está utilizando al 100%. Su utilización en el año 2011 ha sido de un 43%, y un 47% en 2012. Sin embargo, en 2013 (primera mitad del año) su utilización ha ascendido hasta el 80%.
En el año 2014, la utilización aumentó hasta al 90% logrando a finales del 2015 un 100% de la utilización a lo que se suma la ampliación de la potencia nominal de 266 a 290 GWh/día. Desde mediados de 2016, la capacidad contratada se mantiene al 80% y para el 2018 y 2019 ya hay contratado un 23% y 11% respectivamente (Figura 3‑16).
Figura 3-16. Capacidad contratada Medgaz.
Fuente: Enagás.
