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“España puede ocupar un papel fundamental como hub para el suministro de gas a nuestros socios europeos”

El sector gasista europeo mira hacia el Este, muy pendiente del impacto de la guerra de Ucrania en la seguridad de suministro y los costes energéticos. En este contexto, y desde que comenzó el conflicto, la Asociación Española del Gas está trabajando con administraciones nacionales e internacionales para identificar riesgos y construir soluciones a corto, medio y largo plazo. Su presidente, Joan Batalla, nos habla del papel que puede jugar España en esta delicada coyuntura geopolítica.

¿Cómo está afectando -o puede afectar- la guerra de Ucrania al sector gasista europeo, y qué impacto está teniendo en España?

El conflicto en Ucrania ha provocado una elevada volatilidad en los precios de las materias primas energéticas y ha puesto sobre la mesa la relevancia de la seguridad de suministro y la importancia de la diversificación de fuentes de aprovisionamiento, así como del fomento de alternativas energéticas limpias, en línea con los objetivos de descarbonización de la Unión Europea. Además hay que tener en consideración la reciente resolución del Parlamento Europeo solicitando un embargo total de las importaciones energéticas de Rusia.

La Comisión Europea menciona en su plan REPower EU (para reducir su dependencia del gas ruso) el impulso a la producción de biometano como una de las medidas clave para lograr nuevas fuentes de energía y apuesta por doblar el objetivo propuesto en el paquete legislativo Fit For 55 hasta alcanzar una producción de 35.000 millones de metros cúbicos al año en 2030. El sistema gasista español ya está preparado para poder vehicular gases renovables como el biometano (y en el futuro hidrógeno verde).

Es fundamental seguir trabajando para desplegar todo el potencial de España y no desaprovechar la oportunidad que representa el elevado grado de madurez tecnológica alcanzado ya en toda la cadena de valor de los gases renovables y los recursos y capacidades con los que cuenta nuestro país. Es crucial profundizar en el desarrollo de los mecanismos de apoyo adecuados, desde el punto de vista del respaldo a la producción de biogás-biometano y su inyección en las redes gasistas.

¿Cuál es la demanda de gas en España? ¿Cuáles son los principales consumidores?

La demanda de gas natural en 2021 en España aumentó un 5% con respecto a la del año anterior, situándose en los 378,4 TWh. Se trata de una cifra un 9,2% superior a la media de los últimos diez años y la segunda más alta desde 2011. El crecimiento se debe en gran medida a la recuperación de la actividad económica tras el impacto provocado por la pandemia del Covid-19 en 2020 y a las temperaturas más frías registradas a principios de año.

Por sectores, la demanda convencional, destinada a hogares, comercios e industria, registró un incremento del 6,2% alcanzando los 288 TWh, mientras que la demanda para generación eléctrica aumentó un 1,6% hasta alcanzar los 90 TWh, la segunda cifra más alta de demanda desde 2011. En este sentido, hay que destacar el papel de los ciclos combinados, que evitaron un colapso del sistema eléctrico en medio de un temporal de frío y nieve sin precedentes, garantizando con su flexibilidad y eficiencia el suministro eléctrico a hogares e industrias.

¿De dónde procede el gas que se consume en España?

La red de infraestructuras del Sistema Gasista español es, desde hace décadas, un referente europeo por la diversificación de su aprovisionamiento.

El Sistema cuenta con conexiones internacionales por gasoducto con Portugal, Francia y Argelia. Además, contamos con infraestructuras de recepción, almacenamiento y regasificación de gas natural licuado (GNL), que son las de mayor capacidad de Europa, claves para garantizar la seguridad de suministro de nuestro país.

Hay seis plantas repartidas por toda la costa española, donde someten al GNL a un proceso de regasificación por el que se transforma el gas que llega en barco en estado líquido a estado gaseoso. Esto es necesario para poder inyectarlo en las redes gasistas de transporte y distribución y vehicularlo hasta los puntos de consumo: hogares, industrias y plantas de generación eléctrica (ciclos combinados). El suministro de GNL representó el 54% del aprovisionamiento total de gas de España en 2021 y el reparto total por diferentes orígenes fue el siguiente:

¿Cuáles son las capacidades de almacenamiento y regasificación con las que cuenta España?

España cuenta con una capacidad de almacenamiento total de 3.316.500 m3 de GNL, repartidos en los 25 tanques de los que disponen las seis plantas de recepción con la que contamos: Barcelona, Huelva, Cartagena, Bilbao, Sagunto y Mugardos. La capacidad máxima de vaporización (regasificación) de estas plantas es de 6.862.800 Nm3/h.

España dispone de la mayor capacidad de almacenamiento y regasificación de GNL de la UE más el Reino Unido; un tercio y algo más de un cuarto, respectivamente. Este potencial permite a España afrontar con mayor tranquilidad que sus vecinos, al menos en términos de seguridad de suministro, la actual crisis desencadenada por la invasión rusa de Ucrania.

¿Contamos con un contexto normativo que favorece al sector como palanca en la descarbonización de la energía?

Los gases renovables, y en particular el biometano, contribuyen a la reducción de emisiones de CO2 y fomentan la economía circular, solucionando un problema de gestión de residuos. En este sentido, con la necesaria colaboración público-privada, estimamos que con biometano se podría descarbonizar prácticamente el 50% de la demanda actual de gas natural para uso industrial y doméstico–comercial (demanda convencional) en España, por lo que es necesario fijar objetivos ambiciosos a corto plazo.

El pasado 30 de marzo se publicó en el BOE el Real Decreto-ley 6/2022, por el que se adoptaron medidas urgentes en el marco del Plan Nacional de respuesta a las consecuencias económicas y sociales de la guerra en Ucrania. Este incluyó una serie de disposiciones específicas relativas a los gases renovables, pero – al igual que ocurrió con la Hoja de Ruta del Biogás – representa una nueva oportunidad perdida para el impulso y desarrollo de los gases renovables.

 En el contexto actual, en el que se apuesta por la diversificación de las fuentes de origen y la seguridad de suministro de la mano de los gases renovables, las propuestas recogidas no están alineadas con el potencial de España ni con los objetivos de la propia Comisión Europea para el 2030.

¿Cómo repercuten en el potencial español y los desafíos internacionales?

 Las medidas planteadas para agilizar la tramitación de proyectos de energías renovables eléctricas frente a los de las renovables térmicas son absolutamente asimétricas. Limitan el tratamiento a la inyección de biometano en las redes gasistas y no les otorgan la condición de instalaciones de utilidad pública; de esta manera, las están excluyendo de los procesos de expropiación y consulta recogidos en la Ley de Hidrocarburos.

Estas disposiciones van en contra del supuesto objetivo de favorecer un rápido despliegue de los gases renovables, que contribuirían a reducir la dependencia energética exterior. Además, se pone en riesgo la viabilidad de una parte significativa de los proyectos, pues se demora su implementación y se genera una inseguridad jurídica innecesaria.

Es el momento de avanzar en el despliegue y adaptación de las infraestructuras para el aprovechamiento de todos los gases renovables: por un lado, siendo más ambiciosos con los objetivos que puede asumir nuestro país como productor de biogás y biometano; y, por otro lado, seguir ampliando las interconexiones con Europa.

¿Podría España convertirse en el ‘hub’ europeo? ¿De dónde se parte y qué retos enfrenta?

En el contexto actual, España puede ocupar un papel fundamental como un hub para el suministro de gas a nuestros socios europeos, aprovechando su infraestructura y capacidad de almacenamiento y regasificación.

Una infraestructura que, por otro lado, debe seguir mejorándose, especialmente en el ámbito de la ampliación de la capacidad de interconexión con Francia, en línea con REPower EU, concibiendo estas inversiones sobre todo como soluciones a medio y largo plazo. En este punto, cabe recordar que a través de estas infraestructuras pueden circular, de forma eficiente en costes, gases renovables como el biometano o el hidrógeno verde, que serán esenciales en el futuro verde y la transformación energética de Europa.

¿Cómo pueden explotar la situación geoestratégica de España?

Si contásemos con la adecuada y suficiente capacidad de exportación a través de los Pirineos, España podría mejorar la seguridad de suministro de gas en Europa. La capacidad nominal (reversible) de exportación a Francia (Europa) es de 225,00 GWh/d. Por tanto, las posibilidades de enviar gas a los países más expuestos ante una potencial interrupción del suministro de Rusia son limitadas (a pesar de contar con la relevante infraestructura de recepción de GNL y el gasoducto que transporta gas desde Argelia).

Con el proyecto MidCat – la no completada interconexión gasista España-Francia por Cataluña – la capacidad de exportación a Europa se hubiera doblado. Esa potencial transferencia de gas (procedente del norte de África o de las plantas de regasificación) no eliminaría la fuerte dependencia europea de Rusia, pero modificaría las actuales proporciones.

Sería un paso adelante hacia el establecimiento de un mayor equilibrio y tendría una relevante importancia estratégica, más con la puesta en funcionamiento de otras nuevas plantas de regasificación en Europa (como las que parece que Alemania quiere desarrollar de inmediato).

Como consecuencia del conflicto en Ucrania y la decisión de la UE de reducir su dependencia energética de Rusia, los proyectos de interconexión energética entre los Estados miembros toman una nueva perspectiva.

La seguridad de suministro es hoy la prioridad. Pero las infraestructuras de interconexión son además una herramienta clave para alcanzar los objetivos del mercado interior. La península Ibérica es una de las regiones que, debido a su posición geográfica, tiene un nivel limitado de interconexión con el resto del mercado europeo, por lo que son necesarios mayores esfuerzos para la integración de los mercados de electricidad y gas en Europa.

Esta infraestructura no solo permitiría dar respuesta a las necesidades actuales a medio plazo (serían necesarios 2-3 años para desarrollarla), sino también en un horizonte temporal más lejano, más allá de 2030, como ducto para vehicular gases renovables o bajos en carbono producidos en España o incluso en el norte de África. Una respuesta alineada con el compromiso del sector gasista europeo por la descarbonización y alineado con los objetivos climáticos y de seguridad de suministro de la Unión Europea.

 

Joan Batalla es presidente de la Asociación Española del Gas, SEDIGAS. Batalla cuenta con una amplia trayectoria profesional vinculada al sector energético. Desde 2015 ocupa el puesto de director general en la Fundación para la Sostenibilidad Energética y Ambiental (FUNSEAM), una institución sin ánimo de lucro cuya misión es la investigación en el ámbito de la economía de la energía y la promoción de la sostenibilidad energética y medioambiental.

Entre 2005 y 2011 fue director del Gabinete de Presidencia en la Comisión Nacional de Energía (CNE), integrada actualmente en la CNMC. Posteriormente ocupó el cargo de consejero de dicho organismo, responsabilizándose de la definición de la implementación del marco regulatorio del sector energético en España hasta el 2013.

Licenciado en Economía por la Universitat de Barcelona y Doctor en Economía – Premio Extraordinario de Doctorado por la Universitat Rovira i Virgili -, completó su formación con el Programa de Dirección General (PDG) del IESE de la Universidad de Navarra y un Máster en Regulación Energética por la Florence School of Regulation del European University Institute. Su actividad investigadora y académica fue reconocida en 2011, cuando le fue otorgado el Premio de Economía “Joan Sardà Dexeus” por la obra “La industria catalana después de la crisis”.

 

 

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