Madrid
El VIII Foro de Energía "La revisión del Plan Nacional de Energía y Clima", organizado por elEconomista.es, ha reunido en la tercera mesa de debate a las voces más autorizadas en torno a las infraestructuras y el desarrollo de los gases renovables, dos aspectos que han centrado las discusiones. El panel ha contado con la intervención de los expertos y primeros ejecutivos de Enagás, Gas Extremadura, Deloitte, Nedgia, Redexis, Nortegás y Smartenergy.
El primero en iniciar el debate ha sido David Aguilera, director general de Gas Extremadura y director de Eficiencia Energética de CL Grupo Industrial, quien ha afirmado que es importante analizar "cómo impacta el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) en la competitividad de la energía".
Aguilera también se ha mostrado "muy alineado con que la molécula verde viaje a la industria y los hogares, aprovechando la capilaridad de la red de gas natural, y, sobre todo, pensando en que tenemos una red de gas natural y un sistema gasista muy saludable con unas redes que se pueden y están listas para descarbornizarse, ya pueden integrar biometano al 100% y, desde el día de hoy, con la posibilidad de inyectar hidrógeno hasta un 5%".
Acto seguido, Oliverio Álvarez, Socio Responsable de Energía y Recursos de Deloitte, ha analizado que el PNIEC, que precisamente esta semana ha recibido alegaciones de buena parte de las asociaciones y patronales del sector, es un documento clave para el sector energético y en materia de planificación, ya que es un trabajo de política energética, industrial, reorganización territorial y de gestión de residuos.
"La situación es muy distinta entre los distintos gases renovables. En el caso del biometano, por ejemplo, ya existe esa demanda necesaria. En el caso del hidrógeno, el grado de ambición es amplio, pero hay una serie de retos en materia de precio, producción... En el caso de los gases sintéticos, hay trabajo por hacer en materia de innovación", ha explicado en su primera intervención.
Falta de ambición
Raúl Suárez, CEO de Nedgia y cuarto ponente de la mesa, ha querido hacer un inciso amplio sobre el debate de la transición energética y la descarbonización, donde ha puesto el foco en que "debemos centrarnos en cómo vamos a llevar a cabo el proceso, garantizando al mismo tiempo el suministro y que sea económicamente sostenible". En este sentido, ha explicado la necesidad de llevar a cabo un debate objetivo, en el que se pongan sobre la mesa "las cartas boca arriba" para tratar los pros y contras de las diferentes alternativas.
Sobre el PNIEC y en línea de los anteriores ponentes, Suárez detecta algunas mejoras, pues ha identificado que "falta pragmatismo" y "más ambición" en los aspectos relativos a la molécula renovable. En esta ecuación hay que tener en cuenta los costes, ya sean los indirectos (impuestos) o directos (inversiones).
"Tenemos el tercer mayor potencial de la Unión Europea y una tecnología que podríamos poner en marcha cuanto antes", ha ahondado. A este respecto hay que recordar que Bruselas identificó recientemente que nuestro país podía producir 4.100 millones de metros cúbicos de biometano al año en 2030.
En comparación, el primer ejecutivo de Nedgia ha explicado que países de nuestro entorno (Portugal o Italia, por ejemplo) han fijado metas más ambiciosas con mucho menos potencial que España.
Los planes de Enagás
Arturo Gonzalo Aizpiri, consejero delegado de Enagás, ha enfatizado en que la descarbonización es "más urgente que nunca" y que se va a llevar a cabo tanto con gases renovables como con hidrógeno. "España tiene una oportunidad enorme con ambos vectores de descarbonizaciñon y tenemos que aprovecharla", ha remarcado. El PNIEC es "un paso muy importante" hacia este objetivo. El ejecutivo se ha detenido en las implicaciones que tiene la meta de producción de hidrógeno (11GW frente a los 4GW contemplados inicialmente) en España y el contexto global europeo, donde el continente se ha marcado como meta producir 20 millones de toneladas de hidrógeno en 2030. "¿Es disparatado pensar que el 15% de ese objetivo se puede cubrir desde España? Yo creo que es muy razonable", ha afirmado.
Sobre la hoja de ruta de la compañía, Aizpiri ha recordado que quiere recopilar datos sobre la oferta y la demanda del mercado de hidrógeno de la industria española, por lo que el próximo 14 de septiembre lanzará una call for interest para recabar manifestaciones de interés para producción y consumo de hidrógeno en el país.
"Va a haber tres perfiles de participantes (productores, comercializadores y consumidores) y las expresiones de interés se van a poder enviar durante los dos meses posteriores al evento", ha incidido el consejero delegado de la cotizada.
Por su parte, Fidel López Soria, consejero delegado de Redexis, ha fijado su intervención en el papel del biometano para la descarbonización, donde también ve una clara "falta de ambición" en el PNIEC que podría solucionarse con algunas prácticas, como, por ejemplo, dar un derecho de inyección en la red a los propios productores de biogás. "Hay modelos como el francés que permiten este esquema", ha resaltado el directivos sobre esta práctica.
Respecto al hidrógeno, el CEO de Redexis ha repasado cuáles son los vectores sobre les que se va a desarrollar: los valles de hidrógeno, el sector de la movilidad y el blending (técnica se basa en inyectar un porcentaje de hidrógeno en la red actual de gas natural para su uso en las actuales aplicaciones).
El peso de la electrificación
Javier Contreras, consejero delegado de Nortegás, ha iniciado su intervención comparando el documento regulatorio actual con el anterior, del año 2020. Contreras ha reconocido que "efectivamente, el plan ha avanzado de forma positiva en algunos aspectos".
No obstante, Contreras ha reconocido que tiene aspectos de mejorar que todavía pueden corregirse en los próximos doce meses hasta que se fije la versión final. En este sentido, el PNIEC ha seguido y sigue excesivamente sesgado hacia la electrificación como la palanca más válida para la descarbonización. Los hechos y las experiencias de países de nuestro entorno, en cambio, "han demostrado que no se puede apostar todo a la electrificación".
El ejecutivo ha repasado puntos vitales para mejorar el PNIEC, como la neutralidad tecnológica en materia de descarbonización. "Lo que importa es la reducción de emisiones netas y no cómo se llega ahí. Siempre que se produzca esta reducción se consiguen objetivos de descarbonización. Ahí el plan obvia mencionar los gases renovables o las infraestructuras gasistas para descarbonizar el 50% de la economía que no se va a poder electrificar", ha resumido el CEO de Nortegás.
Por último, José María Llopis, Managing director Spain de Smartenergy, ha cerrado las intervenciones comentando los aspectos regulatorios que se ciernen sobre el sector y que pueden favorecer o entorpecer el objetivo de los 11 GW de producción de hidrógeno (el aumento del objetivo de hidrógeno renovable recogido en la última propuesta pasaba de aumentar la meta de los 4 GW de electrolizadores a los 11 GW).
Sobre la medida que se sitúa en línea de favorecer el desarrollo del hidrógeno son las subastas que ha anunciado la Comisión Europea y que va a instrumentalizar el Banco Europeo del Hidrógeno (EHB, por sus siglas en inglés). La primera convocatoria, que tendrá lugar a finales de este año (noviembre), ha contado con 800 millones del Innovation Fund. "Las condiciones finales se anunciaron la semana pasada y pasan por financiar la producción de hidrógeno durante diez años. En nuestra opinión, es un mecanismo objetivo y real a la creación del mercado", ha dicho Llopis, ya que existe actualmente un gap entre el nivel de precios que los productores estamos en condiciones de ofrecer y los precios que la industria requiere para poder reemplazar el gas natural o el hidrógeno gris.
Por contra, el aspecto regulatorio que puede frenar la meta de los 11 GW son los Actos Delegados de la Unión Europea, que forman parte de un amplio marco regulador de Bruselas e incluye, entre otro, temas como las inversiones en infraestructuras energéticas y normas sobre ayudas estatales, así como objetivos legislativos para el hidrógeno renovable en la industria y el transporte. Algunos de estos requisitos, que en esencia determina si la energía producida se puede catalogar como hidrógeno verde, son "muy restrictivos" y, en cambio, no se dan en otros mercados competidores como Estados Unidos.
