La Xunta cierra hoy el plazo para presentar las aportaciones a la futura agenda energética de la comunidad, una de las prioridades del Plan Estratéxico 2021-2030 en el capítulo dedicado al medio ambiente y la adaptación al cambio climático. “La riqueza de recursos, las características propias y las tendencias y desafíos del sector energético ponen de manifiesto una serie de oportunidades y retos para impulsar a la comunidad como región libre de emisiones, líder en la transición energética”, argumenta el Instituto Enerxético de Galicia (Inega). ¿Cuál es la receta del Ejecutivo regional para conseguir la neutralidad climática en 2050 y la descarbonización de la economía? Pues una mayor electrificación, más fuentes sin emisiones, almacenamiento, eficiencia energética, economía circular, innovación tecnológica y “el vector del hidrógeno verde”.
Antes ya del bum de los proyectos de producción de hidrógeno con el respaldo de parques eólicos e instalaciones fotovoltaicas, la administración autonómica apostaba claramente por el gas convencional en el mix energético de Galicia. Es la segunda accionista de referencia de Reganosa y el Plan Rexional Integrado de Enerxía e Clima 2019-2023 recoge “el fomento del desarrollo de las redes de transporte y distribución de gas” y “el aumento de la penetración” de su uso en “municipios, polígonos industriales y puertos”. Y así ha sido. La crisis energética, agravada ahora con la invasión de Rusia a Ucrania, pilla a la comunidad en su momento de mayor dependencia del gas.
En 2020, un año flojo en el mercado energético por la paralización de la demanda a causa del COVID-19, las compras de gas alcanzaron su máximo histórico. A través de la red de gasoductos del Estado, de la planta regasificadora de Reganosa y de camiones cisterna llegaron casi 2.100 kilotoneladas equivalentes de petróleo (ktep), un 12% más que el ejercicio anterior, según el balance que acaba de publicar el Inega. El gas se consolidó como el segundo combustible más importado desde Galicia. Supuso el 20,4% de toda la energía primaria, superado solo por el crudo de petróleo (38,8%) y los productos petrolíferos (10,4%), que sí mermaron temporalmente su presencia en la cesta energética –se redujeron un 26%– por las restricciones a la movilidad en pandemia. Las fuentes autóctonas cubrieron únicamente el 25% de la energía primaria de Galicia, lideradas por el viento (8,7%) y las hidroeléctricas (7%).
Una cuarta parte del gas natural disponible en Galicia se exportó y el 74,8% restante fue destinado a consumo interno, principalmente como combustible para la generación de calor. Los últimos datos oficiales sobre el perfil del cliente del gas en Galicia se remontan a 2016, pero son muy representativos de la importancia que tiene en la industria regional. Al sector va el 79% del volumen total, muy por encima del sector servicios (8,9%) y los hogares (8,2%).
Dentro de los usos industriales, destaca el abastecimiento de centrales eléctricas. La contención de la demanda en los meses más duros del coronavirus redujeron un 6,3% la actividad de las plantas de cogeneración y un 36,1% en los ciclos combinados, que volvieron el pasado año a acelerar la producción hasta prácticamente duplicar su aportación, como recoge el balance de Red Eléctrica de España (REE) de enero a octubre. El 37% del gas natural importado en Galicia se utilizó para generar calor en calderas.
El precio de la electricidad en el “pool” baja hoy un 22%
El precio medio de la electricidad en el mercado mayorista fijado hoy baja un 21,8%, hasta los 369,75 euros por megavatio hora (€/MWh) de media. Son 100 euros menos que ayer, cuando por tercer día consecutivo superó la barrera de los 400 euros. Aún así, el pool sigue nueve veces por encima de los valores de hace un año, cuando el MWh rondaba los 41 euros.
Sí llegará a los 400 euros por MWh en cuatro tramos horarios, con el máximo entre las 8.00 y las 9,00 (452,69), mientras que el tramo más bajo será el comprendido entre las 23.00 y la medianoche, cuando rondará los 319 euros.
