El ciclo inversor del gas constituyó la tendencia dominante en la evolución de la planta de generación del sistema eléctrico en España a lo largo de la última década del siglo pasado. Las ventajas de la tecnología de los ciclos combinados (Brayton+Rankine) se sintetizan en una eficiencia energética que puede alcanzar valores próximos al 60% en la conversión termoeléctrica, un nivel de emisiones que en el caso del CO2 se encuentra por debajo del 40% del correspondiente a los grupos generadores de carbón y una modularidad que facilita la construcción de las centrales de gas y reduce significativamente el plazo y la incertidumbre de su puesta en producción. Pero las circunstancias que atraviesa desde hace unos años el mercado eléctrico, debido fundamentalmente a la proliferación de instalaciones del régimen especial (38 GW del RE con prioridad de acceso sobre un total de 102 GW de potencia disponible en el conjunto del sistema para una demanda horaria punta en torno a 40 GW) han llevado a la exclusión sistemática de las centrales CCG del programa diario. De hecho los 25 GW que existen de esa tecnología en España se han visto abocados en estos últimos años a una utilización muy inferior a lo que se había previsto inicialmente en su plan de viabilidad. El consumo de gas natural en el sistema eléctrico español ha pasado de 160.000 GWh en el año 2009 a 85.000 GWh en 2012, un descenso del 47% entre ambos años de referencia.
La Agencia Internacional de la Energía habla ahora de una supuesta "Edad de Oro" del gas, especialmente debido al descubrimento de abundantes reservas de gas no convencional en EEUU (gas de esquistos, metano en capas de carbón y gas confinado o tight gas) y la posibilidad de que lo mismo suceda en otros lugares del planeta. Ello daría un fuerte impulso a este tipo de combustible, por razones de disponibilidad y coste (al menos así está sucediendo en el dinámico y competitivo mercado norteamericano). En España, el Colegio de Ingenieros de Minas ha hecho público un informe al respecto en el califica el gas no convencional como oportunidad para el futuro energético de nuestro país. Ese informe incluye exclusivamente una valoración de las reservas de metano carboníferro (372 bcm) pero no de los otros tipos de gas, en particular del shale gas cuya exploración en España se encuentra sujeta a las inconsistencias de la regionalización decisional.
La problemática del gas no convencional es muy variopinta, y dentro de ella los aspectos económicos, técnicos, ambientales y de aceptación o rechazo social y mediático no se encuentran libres de controversia. No cabe aquí entrar en detalle sobre el particular, que deberá hacerse sobre casos o cuestiones concretas. Pero sí es importante señalar que aún siendo bienvenido el nuevo recurso, especialmente si los efectos positivos superan a los problemáticos, en España están en vigor a medio y largo plazo compromisos muy importantes de compra de gas natural convencional, en modalidad take or pay, a los proveedores tradicionales del sector (Argelia y Oriente Medio, sobre todo). La empresa Gas Natural, por ejemplo, tiene una cartera de contratos de suministro en firme hasta el año 2030 por importe de casi 21.000 millones de Euros (parte de ese gas debe re-exportarse debido a la débil demanda nacional). Hechos que deberían hacer pensar antes de lanzarnos a una nueva redundancia energética en nuestro país; tras la eléctrica, sería la del gas, y lo que ello podría significar para los consumidores, dado el modelo regulatorio vigente, mejor ni pensarlo.
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