Pocos temas del cambio de modelo energético generan tanta polémica como el gas natural. Quemado para producir electricidad, emite más o menos la mitad de CO₂ que el carbón, y su flexibilidad ayuda a compensar la variabilidad de la eólica y la solar. Pero es un combustible fósil. Su componente principal, el metano, es un potente gas de efecto invernadero que se escapa a lo largo de la cadena de suministro, y la crisis de precios de 2021–2023 dejó claro lo vulnerables que son las economías que dependen del gas. Aquí verás qué papel tiene hoy, cuánto contamina de verdad y hacia dónde va la demanda.
El gas en el sistema energético mundial
El gas natural aportó unos 41.300 TWh de energía primaria en 2024, según el Statistical Review del Energy Institute y Our World in Data. Es alrededor del 23 % de la energía primaria mundial, por detrás del petróleo (~31 %) y cerca del carbón (~26 %). El consumo ha crecido sin pausa desde unos 24.000 TWh en el año 2000.
| Uso | Cuota de la demanda mundial de gas (aprox.) | Principales alternativas |
|---|---|---|
| Generación de electricidad y calor | ~40 % | Renovables, almacenamiento, nuclear |
| Industria (calor y materia prima) | ~20–25 % | Electrificación, bombas de calor, hidrógeno, biomasa |
| Edificios (calefacción, ACS, cocina) | ~20–25 % | Bombas de calor, redes de calor, aislamiento térmico |
| Autoconsumo del sector energético, transporte, otros | ~10–15 % | – |
Las cuotas son rangos orientativos basados en los balances de la IEA. En electricidad, el gas generó unos 6.920 TWh en 2025, el 21,8 % del total mundial (Ember / OWID), solo por detrás del carbón, con un 33 %.
| País | Cuota del gas en la electricidad (2025) |
|---|---|
| Italia | ~47 % |
| Estados Unidos | ~40 % |
| Japón | ~33 % |
| Reino Unido | ~31 % |
| España | ~22 % |
| Alemania | ~17 % |
| China | ~3 % |
Las fichas por país y el explorador muestran el panorama completo.
¿Cuánto contamina el gas? El CO₂ en chimenea
El metano tiene más hidrógeno por átomo de carbono que el carbón o el petróleo, así que al quemarlo libera menos CO₂ por unidad de energía.
| Combustible | CO₂ de combustión (kg/kWh de combustible, PCI) | Rendimiento de la central | CO₂ por kWh eléctrico |
|---|---|---|---|
| Lignito | ~0,40 | 33–43 % | 950–1.200 g |
| Hulla | ~0,34 | 35–46 % | 750–1.000 g |
| Petróleo | ~0,27 | 35–40 % | 650–800 g |
| Gas natural, turbina de ciclo abierto | ~0,20 | 33–40 % | 500–600 g |
| Gas natural, ciclo combinado (CCGT) | ~0,20 | 55–63 % | 330–400 g |
El problema del metano
A corto plazo, el metano (CH₄) atrapa mucho más calor que el CO₂: su potencial de calentamiento global es de unos 82 a 20 años (GWP20) y 30 a 100 años (GWP100) en el caso del metano fósil (IPCC AR6). Por eso hasta unas fugas pequeñas cuentan:
CH₄ fugado por kWh de gas ≈ tasa de fugas × 0.072 kg CH₄/kWh (densidad energética del metano ≈ 13.9 kWh/kg)
Ejemplo, CCGT al 58%, 2% de fugas, GWP20 = 82: (0.202 + 0.02 + 0.02 × 0.072 × 82) / 0.58 = (0.202 + 0.02 + 0.118) / 0.58 ≈ 0.59 kg CO₂e/kWh
Con un 2 % de fugas y un horizonte de 20 años, el impacto climático de una central de gas moderna pasa de ~350 a ~590 g CO₂e/kWh. Sigue por debajo del carbón (cuyas minas también emiten metano), pero la diferencia se estrecha mucho. Los estudios apuntan a que el gas pierde su ventaja climática a corto plazo frente al carbón cuando las fugas superan el 3 % aproximadamente.
Las estimaciones de fugas varían mucho según el país y el operador. Alvarez et al. (Science, 2018) cifraron las fugas en la cadena de suministro de EE. UU. en un 2,3 % de la producción, cerca de un 60 % más de lo que recoge el inventario oficial. Las mediciones aéreas y por satélite en la cuenca del Pérmico han encontrado tasas aún más altas. Los mejores operadores de Noruega se quedan muy por debajo del 0,1 %. El Global Methane Tracker de la IEA calcula que la actividad de petróleo y gas libera unos 80 Mt de metano al año, y que alrededor del 40 % podría evitarse sin coste neto, porque el gas capturado se puede vender.
El GNL y la crisis de 2022
Durante décadas, el gas por gasoducto dominó unos mercados regionales. El gas natural licuado (GNL), enfriado a −162 °C y transportado en buques metaneros, los une hoy en un mercado global. La licuefacción, el transporte y la regasificación consumen alrededor del 10–15 % de la energía del gas y suman emisiones aguas arriba, de modo que la huella del GNL en su ciclo de vida suele ser un 10–20 % mayor que la del gas por gasoducto.
Cuando se hundió el suministro ruso por gasoducto a Europa en 2022, los precios mayoristas europeos superaron los 300 €/MWh en agosto de ese año (TTF), frente a los 15–25 €/MWh habituales antes de la crisis. La electricidad fue detrás, porque las centrales de gas suelen fijar el precio marginal. Lo que vino después:
- La demanda de gas de la UE cayó un 15–20 % respecto a la media de 2017–2021 gracias a la eficiencia, el cambio de combustible, un clima suave y los recortes de producción industrial.
- Las importaciones de GNL se dispararon y EE. UU. se convirtió en el mayor exportador de GNL.
- Las ventas de bombas de calor y las instalaciones solares se aceleraron con fuerza en 2022–2023.
Los precios se estabilizaron en 30–50 €/MWh en 2024–2025, todavía cerca del doble que antes de la crisis. Se espera que la nueva capacidad de exportación de GNL de EE. UU. y Qatar que entra en servicio en 2025–2028 relaje los mercados.
El gas como «combustible puente»
En algunos países, el argumento del puente se sostiene bien. El Reino Unido pasó de generar ~40 % de su electricidad con carbón en 2012 a cero en 2024, sustituido por gas y eólica, y las emisiones del sector eléctrico se redujeron a menos de la mitad. En EE. UU., el paso del carbón al gas fue el factor que más contribuyó a bajar el CO₂ del sector eléctrico entre 2005 y 2020.
Pero un puente tiene que llevar a alguna parte. Las infraestructuras de gas duran 30–50 años, así que las nuevas centrales, gasoductos y terminales de GNL corren el riesgo de convertirse en activos varados o de consolidar emisiones durante décadas. El escenario Net Zero Emissions de la IEA no admite nuevos yacimientos de gas de larga maduración más allá de los ya aprobados en 2021, y en él el consumo mundial de gas cae a menos de la mitad en 2040.
El gas en la electricidad: de la base al respaldo
A medida que crecen la eólica y la solar, las centrales de gas funcionan menos horas. Siguen siendo rentables como capacidad flexible, sobre todo en los periodos de varios días sin viento ni sol («Dunkelflaute») y en las puntas de demanda. El parque de gas alemán, por ejemplo, funciona ya sobre todo como complemento flexible de la eólica y la solar. Ese respaldo podría venir de fuentes bajas en carbono:
- Baterías (horas) y centrales hidroeléctricas de bombeo (de horas a días); consulta Tecnologías de almacenamiento de energía comparadas;
- Interconexiones y gestión de la demanda;
- Centrales de gas con captura de carbono, o que quemen biometano o hidrógeno;
- Fuentes firmes bajas en carbono: hidráulica, nuclear, geotérmica.
El gas en los edificios: la cuestión de la bomba de calor
Las calderas de gas calientan alrededor del 40 % de los hogares europeos y la mayoría de los del Reino Unido, los Países Bajos e Italia. Una caldera de condensación con un rendimiento del 90 % emite unos 225 g de CO₂ por kWh de calor (202 g/kWh por la combustión del gas), sin contar las fugas de metano. Una bomba de calor con un SPF de 3,2, alimentada con el mix eléctrico medio europeo de 2025 (~250–280 g/kWh), emite unos 80–90 g por kWh de calor. Lo que cuesta su funcionamiento depende de la relación entre el precio del gas y el de la electricidad. Haz tus números en la calculadora de bomba de calor frente a caldera de gas o en la comparativa completa de costes de calefacción.
Ejemplo: cómo convertir tu factura de gas
Un hogar consume en un año 1.450 m³ de gas según su contador. Con un poder calorífico de 39,5 MJ/m³ y una corrección de volumen de 1,02264 (convención del Reino Unido):
CO₂ = 16,270 × 0.183 kg/kWh (base PCS) ≈ 2.98 t
Con una caldera al 90 %, eso da unos 14.600 kWh de calor útil. Una bomba de calor con un SPF de 3,2 daría el mismo calor con ~4.570 kWh de electricidad. Convierte tus propias lecturas con el conversor de unidades de gas.
Industria y materia prima
La industria usa el gas para el calor de alta temperatura (vidrio, cerámica, química) y como materia prima del amoníaco y el metanol. Las bombas de calor industriales ya pueden cubrir una parte creciente del calor de baja y media temperatura, hasta ~200 °C. Por encima hacen falta hornos eléctricos, hidrógeno, biomasa o captura de carbono. La producción de amoníaco funciona con hidrógeno gris obtenido a partir de gas, lo que la convierte en uno de los primeros objetivos del hidrógeno verde (consulta El hidrógeno verde, explicado).
Biometano y gas renovable
El biogás depurado (biometano) puede inyectarse en la red de gas y quemarse en los mismos aparatos. Europa produjo unos 4.000–5.000 millones de m³ de biometano en 2023–2024, frente a una demanda de la UE de unos 330.000 millones de m³. Ni siquiera el objetivo de REPowerEU de 35 bcm para 2030 cubriría más que una décima parte del consumo actual. El biometano es útil, pero la disponibilidad de materia prima limita cuánto puede haber. Consulta La bioenergía y el biogás, explicados.
Qué mueve el precio del gas
A diferencia del petróleo, el gas se ha fijado históricamente por regiones, y los precios siguen siendo muy distintos de un continente a otro:
| Hub / mercado | Rango habitual, 2024–2025 | Principales factores |
|---|---|---|
| Henry Hub (EE. UU.) | 2–4 $/MMBtu (~6–12 €/MWh) | Producción de esquisto, aumento de las exportaciones de GNL, clima |
| TTF (Europa) | 30–50 €/MWh | Competencia con Asia por el GNL, nivel de los almacenamientos, suministro noruego |
| JKM (GNL spot en Asia) | 10–15 $/MMBtu (~30–45 €/MWh) | Demanda de China, Japón y Corea, clima |
(1 MMBtu ≈ 0,293 MWh.) Si se suman los peajes de red, los impuestos, el margen de la comercializadora y otros cargos, el precio para los hogares suele ser entre dos y cuatro veces el mayorista. En los mercados eléctricos europeos, las centrales de gas fijan a menudo el precio marginal, de modo que el precio del gas pasa directamente a la factura de la luz. Esa fue la razón principal de la escalada de la electricidad en 2022.
Riesgos que conviene vigilar:
- Almacenamiento y clima. Europa afronta cada invierno con los almacenamientos que llena en verano. Un invierno frío y sin viento puede vaciarlos deprisa.
- Oleadas de oferta de GNL. La gran capacidad de licuefacción nueva en EE. UU. y Qatar podría hacer bajar los precios a finales de la década de 2020.
- Precio del carbono. A partir de 2027–2028, el nuevo ETS2 de la UE pondrá precio al carbono del gas usado para calefacción en edificios y en el transporte por carretera, lo que añadirá unos 0,01–0,02 €/kWh con los niveles de precio previstos al principio.
Sigue la dependencia del gas país por país en el explorador y convierte entre m³, MMBtu, termias y kWh con el conversor de unidades de energía.
En pocas palabras
Allí donde el gas natural desplazó al carbón, hizo un bien real al clima, y sigue siendo importante para la flexibilidad de la red y para la industria. Pero su ventaja climática solo se mantiene si las fugas de metano quedan muy por debajo del 1 %, y su papel se irá reduciendo a medida que las bombas de calor, las renovables y el almacenamiento asuman las tareas que hoy cumple. Para un hogar, la pregunta de verdad no es si el gas es «limpio», sino cuándo sale a cuenta pasarse a la calefacción eléctrica. Echa números en la calculadora de bomba de calor frente a caldera de gas y mira la dependencia del gas de cada país en el mapa mundial de la energía.
Calculadoras sobre este tema
Preguntas frecuentes
¿Es el gas natural más limpio que el carbón?
¿Cuánta electricidad mundial procede del gas?
¿Qué son las fugas de metano?
¿Pueden funcionar con hidrógeno las calderas de gas?
¿Cómo paso el gas de metros cúbicos a kWh?
¿Va a caer la demanda de gas natural?
Fuentes y referencias
- IEA: Global Methane Tracker 2025
- IEA: Gas Market Report y World Energy Outlook 2025
- Energy Institute: Statistical Review of World Energy 2025
- Ember: Global Electricity Review 2025
- Howarth, R. & Jacobson, M. (2021) y Alvarez, R. et al. (2018). Assessment of methane emissions from the U.S. oil and gas supply chain. Science 361
Las cifras de esta guía son rangos típicos tomados de las fuentes citadas; las tuyas dependerán de la ubicación, los precios y los equipos. Usa las calculadoras enlazadas para obtener estimaciones adaptadas a tu caso.