"Hemos recurrido los parámetros financieros que exige la CNMC"

Fidel López cumple su primer año como máximo responsable de Redexis. El directivo avanza con paso firme para cumplir la estrategia marcada hasta 2026 y reclama cambios regulatorios para lograr un entorno menos hostil a la inversión.

Han cerrado la primera compra de una planta de biometano en España, ¿están desarrollando más instalaciones?

Tenemos ahora mismo 12 proyectos de biometano en distintos grados de maduración, con una producción total de unos 500 gigavatios (GW) al año. Prácticamente todos son greenfield y estamos avanzando en alguna otra operación de adquisición. Se trata de negocios que permiten solucionar el problema de residuos de las zonas agrícolas. Nuestro plan abarca más proyectos, pero estos 12 están identificados, adaptados en negociaciones y buscando terreno. Se ubicarán en Castilla y León, Aragón, Andalucía y Extremadura.

¿En qué plazo estarán operativas estas 12 plantas?

En dos años los proyectos más inmaduros deberían estar operativos. Eso sí, hay que tener en cuenta que habrá proyectos propios y de otros desarrolladores que no consigan la declaración de impacto ambiental (DIA) o que tarde en hacerlo más de lo previsto por el atasco administrativo que estamos viendo.

¿Y qué inversión supondrá?

Cada planta generalmente está entre 13 y 15 millones de euros de inversión, aunque varía en función de la potencia. Estaríamos hablando de unos 150-180 millones para las 12 plantas, lo que supone entorno al 15% del plan de inversión. Nuestra estrategia Energía 26 contempla la operación de casi 20 plantas, pero desarrollaremos más. Tenemos un portfolio que seguimos alimentando con nuevos proyectos.

¿Cómo avanzan en la construcción de puntos de inyección?

Como distribuidora nos han llegado unas 159 peticiones de inyección de biometano. Actualmente tenemos unos 52 puntos con estudio económico detallado y presupuesto, de los cuales siete se llevarán a cabo este año. Entre ellos se encuentra el de Soria, con Biolvegas, y el que se está construyendo en Murcia, con Galivi.

¿Cuentan con una retribución específica y garantías de origen para la producción de biometano?

No hay retribución específica. La forma de valorizarla es firmando directamente con un trader un contrato de biometano a un precio alto. La garantía de origen para la molécula de gas y la prueba de sostenibilidad se sitúan en precios de entre 80 y 90 euros el megavatio hora (MWh). Son los precios que te rentabilizan el resto de la inversión y los contratos pueden ser de entre 7 y 10 años. Ahora mismo hay mucho interés en las pruebas de sostenibilidad. Fundamentalmente se exportan a otros países del norte de Europa que tienen necesidad, o bien por la Directiva Europea de Energías Renovables (RED II), o bien para pruebas voluntarias.

¿El lanzamiento de las garantías de origen explica todos los anuncios que estamos viendo sobre este tipo de proyectos?

Es lo que le da la viabilidad a este tipo de contratos. Es verdad que a las garantías de origen en España les faltan cosas, como la calculadora de emisiones. Esto es lo que te dice cuántas emisiones te puedes ahorrar por proyecto. Actualmente, la prueba de sostenibilidad se hace con un proceso privado, pero la idea es que se termine utilizando sobre todo la garantía de origen de Enagás.

Hay una visión optimista sobre la revisión del objetivo de biometano para 2023 en el PNIEC. ¿Les ha trasladado algo Transición Ecológica?

Todavía no nos ha traído nada. Nosotros lo que defendemos es que hay que establecer un objetivo en línea con la directiva europea, que es un 10% del consumo de gas. El informe de Sedigas estima el potencial de producción de biometano en España en 163 TWh/año. De hecho, si quitamos incluso los sitios forestales o de cultivo de rotación, es de en 68 TWh/año, lo que implicaría un 30% del consumo de gas para 2030.

¿Qué están haciendo en materia de hidrógeno?

Tenemos presentados proyectos por un total de 100 kilómetros en redes de transporte de hidrógeno. Además, en este campo estamos analizando un proyecto más ambicioso a medio plazo. Actualmente contamos con la planta de producción de Garray de 2,5 MW que estará operativa en el primer trimestre de 2024, con una inversión de 10 millones, y el Proyecto Green Hyland, primer hidrogenoducto por el que circula hidrógeno 100% renovable.

El año pasado la CNMC sacó un informe que ponía en duda la prudencia financiera de las distribuidoras de gas. ¿Han hecho algo por mejorar los indicadores?

El esquema de la CNMC no tiene en cuenta el contexto económico y regulatorio del país. Es un sistema muy rígido que muy pocas empresas de infraestructuras del mundo cumplirían, por lo que lo hemos recurrido. Sabemos que no podemos cumplir los cinco ratios tal y como se contemplan ahora. Además, el entorno de tipos e inflación más altos va a complicar todavía más su cumplimiento. Nosotros esperamos que lo revisen. Deberían hacerlo si quieren mantener un entorno menos hostil a la inversión.

¿Se han incrementado la retribución en territorios insulares?

La CNMC reconoció en 2020 la necesidad de establecer el incremento sobre los parámetros de retribución de la distribución de gas natural en territorios insulares. Tanto nosotros como el propio Gobierno Balear solicitamos a Competencia la inclusión de este hecho diferencial. Han pasado más de dos años seguimos esperando que se haga público su informe o resolución al respecto. Estamos acarreando costes extra por la operación y el mantenimiento y por las inversiones que hacen en las islas. En concreto soportamos aumentos de entre un 40% y un 85% con respecto a los que aplican en la península.

¿Qué novedades están introduciendo en materia de digitalización?

Trabajamos en una centralización y automatización de los procesos administrativos, de modo que hemos ahorrado unas 9.000 horas de tiempo dedicado a esta materia. Estamos aplicando también digitalización a herramientas de movilidad de nuestra fuerza de operación y mantenimiento. Por ejemplo, aplicamos la inteligencia artificial en todo lo que es operaciones de llenado de plantas de GNL y de GLP.