«Las centrales de gas evitaron que hubiera apagones en verano por la falta de renovables»

—¿España puede tener problemas de suministro de gas este invierno?

—Con toda prudencia, no. Recibimos gas de 14 países, tenemos plantas de regasificación y un gasoducto desde Argelia. Estamos al máximo de capacidad de almacenamiento. Parece que en invierno no va a ser una situación crítica la seguridad de suministro. Otra cuestión es la coyuntura de precios, tan volátiles actualmente. Se están haciendo los deberes y esa estructura diversificada nos hace estar tranquilos.

—¿Y en el resto de Europa también deben de estar tranquilos?

—Depende de la situación de cada estado. Lo que es cierto es que esos niveles de almacenamiento por encima del 90% ya se han cubierto en la práctica totalidad. Otra cuestión es qué va a pasar el siguiente invierno.

—¿Cuánto gas podríamos enviar a Europa en caso de necesidad?

—Si tomamos en consideración el gas que nos llega por gaseoducto y la capacidad de regasificación de las plantas existentes, sería posible incrementar sustancialmente nuestra capacidad de exportación. Todo ello sin contar el potencial existente de producción de biometano, pero para ello son necesarias las infraestructuras de interconexión preparadas para dar respuesta los retos del presente y del futuro de la mano de los gases renovables.

—¿Va a subir el precio del gas?

—Estos días, con precios por debajo de 50 euros el MWh, son un espejismo. No hace frío y cae la demanda convencional de gas. Para el mes que viene o el próximo trimestre, estaremos en 80 y 90 euros. Hay que recordar que en la pandemia llegó a caer a 5 euros el MWh y en agosto pasado alcanzó los 340 euros.

—La 'excepción ibérica', ¿perjudica al sector gasista?

—Teníamos unos mercados eléctricos con una elevada volatilidad, con una senda creciente de precios desde el verano del año pasado y donde el gas marcaba menos del 30% del precio marginal. Estas medidas deben de tomarse con toda cautela pues cualquier distorsión de los mercados tiene efectos indeseados. Pero está claro que vamos a seguir necesitando los ciclos combinados de gas para garantizar la seguridad de suministro. Lo hemos visto este verano, con temperaturas elevadas, poca aportación hidráulica y del resto de renovables y han tenido que ser esas centrales las que han garantizado el suministro y evitado que hubiera un apagón en España. También es clave que esas centrales tienen que recuperar los costes reales incurridos.

—¿Cuál es su opinión sobre los impuestos a las energéticas, tanto en España como en la UE? 

—Como asociación hemos mostrado nuestra preocupación por estos impuestos a medida. Estamos en una coyuntura energética compleja y nos preocupa el efecto que puedan tener dos figuras impositivas que no tienen nada que ver. En el caso español, no se gravarán beneficios, si no facturación, y puede distorsionar el volumen de recursos económicos que las empresas están movilizando para avanzar en la descarbonización, gases renovables e hidrógeno. Pueden dañar la seguridad jurídica y la credibilidad como país en un momento tan crucial como el actual. Hay que ver cómo se encaja en un contexto europeo.

—Además de la reciente bajada del IVA, ¿qué otras medidas cree necesarias para el consumidor de gas?

—Hay otras palancas a disposición del Gobierno, como la reducción del impuesto especial de Hidrocarburos, tal y como se hizo con el de la electricidad. También la rebaja de los precios de los clientes con calderas centralizadas que no pueden acogerse a la TUR. Asimismo, se podría aprovechar para mejorar la eficiencia energética sustituyendo las antiguas calderas de carbón y fuel con un plan Renove. Habría que poner sobre la mesa herramientas para la financiación de la instalación de contadores individuales y para la sustitución de las calderas que tienen más de diez años.

—¿Cómo valora la avalancha de peticiones de clientes de gas para pasarse del mercado libre a la tarifa regulada o TUR?

—Hay 1,5 millones de clientes con tarifa regulada, que está intervenida, con los precios topados, por lo que es lógico que se produzca este trasvase de clientes del mercado liberalizado con precios reales a una tarifa regulada. Animamos a los consumidores a que busquen las mejores ofertas.

—¿El tema se le puede ir de las manos al Gobierno y dispararse los costes?

—Medidas de esta naturaleza están erosionando el proceso de liberalización del sector que arrancó hace 20 años. Por otra parte, hasta ahora teníamos un mecanismo que difería en el tiempo ese pago no reconocido. Nosotros advertimos de que se corría el riesgo de que se generara una bola de nieve. Por eso, vemos con buenos ojos que se utilicen otros mecanismos que tendrán un impacto económico.

—Tras el fracaso del Gobierno con el gasoducto MidCat, ahora se ha anunciado otro proyecto entre Barcelona y Marsella.

—Lo que es importante es que somos la primera potencia europea de hidrógeno verde y estamos entre las tres primeras para la producción de biometano. Con independencia de si la infraestructura es a través de los Pirineos, del Mediterráneo, en Francia o en Italia, lo importante es disponer de esas infraestructuras preparadas para los gases renovables. Es una apuesta decidida de Europa, con un objetivo de 35 bcm (miles de millones de metros cúbicos) de biometano, cerca de 10% de la demanda, y duplicar el objetivo del hidrógeno. Aquí es donde España tiene un enorme potencial. Debemos ser capaces de poner sobre la mesa las herramientas necesarias para que se materialice todo ese potencial existente.

—Pero el biometano tiene aún una presencia escasa.

—Vamos con retraso respecto a otros países de nuestro entorno. La UE reconoce a España como el país con el tercer mayor potencial, solo por detrás de Alemania y Francia. Nuestras estimaciones a fecha de hoy son de 137 TWh. En este momento solo cinco instalaciones inyectan biometano a la red de transporte o distribución gasista frente a las 515 instalaciones con las que contarán nuestros vecinos franceses a finales de este mismo año. Con una mayor ambición del marco normativo y el establecimiento de unos objetivos vinculantes de producción, podríamos dar un salto cuantitativo relevante. Existen más de 200 proyectos en cartera que podrían materializarse en el corto y medio plazo.

—¿El biometano se puede inyectar en los gasoductos sin ningún ajuste técnico?

—Perfectamente. Se trata de la misma molécula, pero descarbonizada. Con las estimaciones de potencial actual que manejamos, sería posible descarbonizar toda la demanda doméstica y parte de la industrial sin tener que realizar ningún tipo de ajuste o adaptación ni en la infraestructura, ni en los equipamientos de los usuarios finales, bien sean hogares o industrias. Es una solución eficiente en costes, que permite abatir las emisiones y fortalecer nuestra seguridad de suministro.

—No sucede lo mismo con el hidrógeno.

—Estamos haciendo un análisis riguroso sobre cómo conseguir la descarbonización con el hidrógeno de forma eficiente en costes aprovechando las infraestructuras existentes. Hay elementos muy aprovechables.

—El precio del hidrógeno verde todavía no es competitivo.

—El hidrógeno se utiliza ya en procesos productivos. La demanda de este hidrógeno gris es de unas 500.000 toneladas. Y su coste está entorno a un euro el kilo. Sin embargo, el hidrógeno verde está entre 4 y 6 euros el kilo. De momento, no es competitivo frente al hidrógeno gris. Sería interesante aprovechar los fondos europeos para estimular la oferta y reducir los costes.