El gas natural tiene poco futuro, porque la agenda de descarbonización prevé su desaparición de cara al año 2050. Habrá que ver, especialmente en el sector industrial, qué energía ocupará su lugar. El presidente de Sedigas, la patronal del gas, Joan Batalla, no quiere tener que escoger entre el hidrógeno verde o el biometano renovable, que se hace a partir de residuos orgánicos. Pero reconoce que esta última es una tecnología más madura y que servirá no solo para descarbonizar la industria, sino también como vía de ingresos para los ganaderos, que podrán dar salida a residuos y purines que tantos quebraderos de cabeza les dan. Mientras tanto, sin embargo, España sigue recibiendo gas natural licuado procedente de Rusia.
¿De dónde viene el gas que utilizamos en España?
Nosotros no disponemos de él y, por lo tanto, lo importamos de otros países, ya sea en formato líquido o licuado, a través de barcos o de gasoductos. Tenemos conexiones con el norte de África, con Argelia, y después nos llega por barco de otros países. Una vez aquí, tenemos siete plantas regasificadoras y las empresas distribuidoras y comercializadoras que llevan este gas al cliente final, que puede ser doméstico o puede ser industrial, o puede ser el propio sector eléctrico con los ciclos combinados por la generación de electricidad a partir de gas natural.
Cuando hablamos de países productores de gas que envían gas a España, creo que hablamos de tres: principalmente, de los Estados Unidos, si no me equivoco, y de Rusia y Argelia. ¿Por qué Argelia se ha posicionado ahora como el principal proveedor de gas de España?
Por una cuestión histórica. La primera planta de regasificación fue aquí, en Barcelona, tiene más de 50 años, y fue el primer contrato de suministro de gas natural en la península Ibérica. Estamos hablando de finales de la década de los cincuenta, y este gas nos permitió el crecimiento económico, el desarrollo industrial. Ya nos llega gas de 17 países diferentes, una elevada diversificación: Argelia, Estados Unidos, Rusia, Nigeria, Qatar... nos dan esta flexibilidad que nos ha permitido afrontar con seguridad de suministro la crisis energética de hace dos años.
El envío de gas natural licuado a España desde Rusia ha crecido en los últimos años. ¿Por qué ha pasado esto en un momento en que estábamos hablando de prohibir prácticamente el gas natural ruso? España ha sido quien más ha importado.
España no tiene el problema de dependencia de Rusia de otras economías como Alemania o países del Este. Pero tiene un tercio de toda la capacidad de regasificación de Europa y un 40% del almacenamiento de gas natural licuado. Esta fortaleza hace que nos llegue gas licuado de todas las vías, que de forma solidaria se exporta al resto de Europa.
Sí, pero se incrementa el gas ruso y eso no es lo deseable en las relaciones de Europa con Rusia.
La forma de actuar tiene que ser consensuada a nivel europeo. En el caso de gas de Rusia, representaba tradicionalmente el 10-12% del total. Hay operadores que tienen contratos a largo plazo con gas procedente de Rusia. En este marco de actuaciones, todas estas empresas están ajustando el marco normativo consensuado a nivel europeo para garantizar la seguridad de suministro en todo momento. Y lo que es importante, en el caso de estos contratos a largo plazo, tienen cláusulas muy restrictivas: si no compras este gas, lo pagas igualmente, cláusula take-or-pay se llama. Pero hay un compromiso con la administración de no incrementar ni una molécula más el tema del gas procedente de Rusia.
No hay un marco de sanciones para importar gas natural licuado ruso a Europa. Es un debate que se está teniendo y hace falta un marco europeo
¿Y no hay un marco concreto sobre cómo hacer que toda Europa deje de recibir gas ruso?
No, es un debate que se está teniendo.
Todo esto en un escenario en que, de acuerdo con lo que marcó la COP28 y la agenda 2030, el gas natural tendrá que desaparecer en 2030. Como no todo se puede electrificar, ¿qué sustituirá el gas que utilizamos ahora mismo?
La apuesta del sector son los gases renovables y el hidrógeno renovable. Biometano, gas sintético que nos permitirá dar respuesta a las necesidades de aquellos clientes industriales que no pueden electrificarse. Tenemos que partir de la base que la electricidad representa de la orden de un 21-22% de la energía que consumimos. Hemos tardado 15 años para incrementar unos 10 puntos porcentuales este peso de la electrificación. Pero el proceso de electrificación tiene sus límites en el sentido que ni tecnológica ni económicamente puede dar respuesta a todas las necesidades, especialmente de determinados sectores industriales, que por sus necesidades térmicas en estos momentos su apuesta es por el gas natural.
¿Habrá empresas de gas que se quedarán fuera y nuevas que entrarán con este cambio de paradigma?
Las empresas están todas comprometidas con el proceso de transformación, pero desde una perspectiva de neutralidad tecnológica están viendo cuáles son las opciones que tienen a su alcance para cumplir objetivos de descarbonización y hacerlo con unos precios competentes. No podemos perder de vista que es un binomio: descarbonizar, pero seguir compitiendo con los mercados internacionales. Y el gas natural, obviamente, ha sido muy competitivo, nos ha permitido este proceso de crecimiento económico, pero veremos cómo irá reduciendo su peso e incrementándose el de los gases renovables. Lo que es cierto es que se está creando un ecosistema nuevo de empresas, donde están el sector primario, los fondos de inversión, y otro tipo de empresas del sector industrial que quieren descarbonizarse. En Sedigas, somos unas 200 empresas socias y hay unas 25 que son nuevas vinculadas solo a los gases renovables.
Hay un nuevo ecosistema de empresas vinculadas a los gases renovables, de diferentes orígenes. En Sedigas, hay 25 empresas vinculadas a este nuevo vector
¿Por qué el sector primario?
Los gases renovables dan respuesta a dos grandes problemas: descarbonizar la industria y dar salida a los residuos. Eso a los ganaderos les va muy bien, porque tienen un problema con los purines y así les pueden dar salida e incluso obtener una vía de ingresos. En Catalunya, hay un problema importante con los purines, que se tienen que tratar correctamente para evitar la contaminación de los acuíferos o la nitrificación del suelo. Y la apuesta territorial por el biometano consigue que con economía circular y descarbonización se gestionen correctamente los purines.
Si se incrementan las plantas de biometano, el precio tenderá a caer.
En España tenemos un enorme potencial para la producción de biometano. Desde Sedigas, hicimos un análisis detallado de cuál era el potencial que existía en función de los diferentes residuos orgánicos, industria agroalimentaria, fracción orgánica de los residuos sólidos urbanos, purines, inyecciones ganaderas... y estamos en estos momentos con un potencial de 163 teravatios hora, que es la mitad de la demanda de gas natural y es prácticamente la demanda del sector industrial. La otra mitad se podrá cubrir con gases sintéticos, hidrógeno verde y quizás electrificación. Es decir, si aprovecháramos todo este potencial de producción de biometano para descarbonizar, podríamos descarbonizar una parte muy significativa de la industria, si no toda. Es una tecnología madura, pero hace falta esperar a fin de que las economías de escala hagan que vayan reduciendo sus costes.
Si la descarbonización se hace con un precio más elevado de biometano que de gas natural, ¿la economía es menos competitiva?
Ahora el precio del biometano está por encima del precio del gas natural, pero tiene un atractivo más importante: tiene molécula renovable en comparación con la molécula fósil, eso lo abarata porque dejas de pagar por emisión de CO2. Y este es un elemento que es muy atractivo para el sector industrial. Además, es muy atractivo, porque, a diferencia de otras palancas de descarbonización, no requiere adecuar los equipamientos industriales. No tengo que modificar ni caldera ni los 100.000 kilómetros de red de transporte.
Todo parece mucho más avanzado y mucho más al alcance que no el hidrógeno verde. ¿Por qué, entonces, el Gobierno no está anunciando tantas ayudas al biogás?
Nosotros creemos en el futuro de todos los gases renovables. Prefiero ver la parte positiva, en el sentido de que en estos momentos se publicó un borrador del nuevo Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) a finales del mes de junio del año pasado, pendiente de Bruselas para la versión definitiva. E incrementaba la ambición del hidrógeno renovable y también en biometano. Pero es verdad que nos quedamos cortos en cuanto a biometano.
No hay tantos PERTE para el biometano.
Hay una partida de economía circular donde hay un apartado específico para los proyectos de biometano. No tiene la misma magnitud que otros y por eso pedimos más. Lo decía la propia Comisión Europea, que tenemos que aspirar a cubrir el 13% de la demanda de gas natural con biometano de aquí a 2030.
Los PERTE del biometano no tienen la misma magnitud que otros y pedimos más
¿Cómo se traducen las ayudas actuales en millones de euros?
En torno a unos 150 millones de euros, en el caso del biometano. Obviamente, en el caso del hidrógeno, estamos hablando de miles de millones de euros.
¿Y cuántos necesita el biometano para acelerar su ritmo?
Hacen falta ayudas de la orden de unos 3.000 millones de euros, una cifra muy significativa. La mayoría de proyectos que estamos viendo en estos momentos son inversión privada que sale sin ningún apoyo público. Para desplegar el potencial de 2.000 plantas de biometano, harían falta inversiones superiores a los 60.000 millones. Se crearían 60.000 puestos de trabajo. Pero, además, hay que mejorar la agilidad administrativa, porque hay proyectos que requieren dos o tres años para su tramitación administrativa. Italia o Francia están yendo mucho más rápido. Francia en estos momentos ya tiene más de 650 plantas de biometano y España solo 13 en funcionamiento y 200 en cartera. ¿Y por qué está apostando Francia por el biometano? Para la descarbonización, pero sobre todo porque es una herramienta clave para la competitividad de su sector primario. Tiene un problema de gestión de residuos, este campesino, este ganadero, que tiene una oportunidad con el biometano para viabilizar económicamente su actividad con una vía de ingresos.
Parece, pues, que el biometano está mucho más avanzado que el hidrógeno verde.
Necesitamos la electrificación donde sea posible, los gases renovables y también el hidrógeno verde, no se tiene que escoger, no es una dicotomía. En el caso del hidrógeno, está claro que la tecnología se tiene que escalar para hacerla madura y hacerla competitiva. Pero la muestra que España será competitiva es que la mitad de los ganadores de la subasta del Banco Europeo del Hidrógeno están en España. El hidrógeno renovable es ahora mismo mucho más caro que el gris que se utiliza en la industria. Pero con madurez, será importante. La estrategia europea, el Repower Europe, prevé 20 millones de toneladas de hidrógeno renovables en Europa y muchos estarán en España.
España necesita 3.000 millones de euros más en ayudas para el biometano y 60.000 millones de inversiones privadas para desplegar todo su potencial
Pero en algunos casos sí que se tendrá que escoger y la sensación es que, en la industria, todo el mundo se decanta por el biogás.
En el sector industrial, veremos una combinación de palancas de descarbonización. España ya consume 500.000 toneladas de hidrógeno gris en la industria de producción de amoníaco y de fertilizantes y estos probablemente los sustituya por renovable. Y España será exportadora de hidrógeno verde, ya sea por barco o por el H2Med.
¿Los críticos dicen que este H2Med, este barmar H2Med, se utilizará para transportar gas natural, cree que eso es posible?
Las condiciones, en estos momentos, para someterse a la financiación europea, dicen que está reconocido como proyecto de interés común para la producción y transporte y exportación de hidrógeno renovable. Ha habido una call for interest para identificar oferta y demanda y se demuestra que habrá dos millones de toneladas de demanda en España, uno de uso interno y uno para exportar.
También ArcelorMittal ha recibido unos PERTE por una planta de hidrógeno verde que finalmente arrancará con gas natural. ¿No veremos, pues, gas natural pasando por el H2Med?
En este momento, el proyecto está definido para hidrógeno renovable.
El biometano parece el futuro para la descarbonización de la industria, pero la electricidad parece que tiene que ser renovable y los hogares completamente electrificados. ¿Renuncia el sector del gas al sector doméstico?
Rotundamente, no. Y sobre todo por una cuestión puramente económica y porque existen alternativas a la descarbonización. Asusta, por cuestiones climáticas, tiene menos demanda de gas para calefacción y agua caliente, pero el 16% de la demanda del gas natural es para estos usos, por el 35-40% en Europa. Para descarbonizar estos usos, la aerotermia eléctrica es una de las opciones. Pero hicimos un estudio y, para extender la aerotermia en todos los domicilios, harían falta 20.000 millones de inversiones. Estamos comparando los 18 o 20.000 euros que cuesta una aerotermia con una caldera que si ya la tienes no te hace falta ninguna inversión y si se tiene que cambiar son unos 1.500 o 2.000 euros. Y si se hace con gas de origen renovable, ya lo estás haciendo descarbonizado.
Para acabar, permítame hacerle una pregunta que puede afectar a los ciudadanos. ¿Si la basura orgánica que tenemos en casa puede servir para el biometano, no habría que pagar, igual que cobrarán de una forma u otra aquellos que tienen placas solares y compartan en la red su excedente de luz?
Se tiene que definir, con un escenario en el que todos ganamos, que quien aporta estos residuos no solo sea parte de la solución, sino que se pueda beneficiar. Lo veíamos con las explotaciones agropecuarias, que pueden ver una vía de ingresos.
¿Entonces tendríamos que cobrar por los residuos?
Se tienen que definir los incentivos y actuar correctamente como agentes económicos.
Se tienen que definir los incentivos económicos para los ciudadanos que aporten sus residuos orgánicos para hacer biometano, pero son un activo
Insisto: ¿sería buen incentivo pagarlo?
Lo tendremos que definir. En el sector industrial, lo que vemos es una penalización de la mala gestión de residuos. Es una vía, incentivos o penalización, pero hay que definirlos, sí.
Pero los residuos urbanos son también activos económicos.
Sí, sin duda.