«El biometano ya es rentable y es autóctono. La cuadratura del círculo»

El biometano es una realidad que podría ahorrarnos a pleno rendimiento nada menos que 4.000 millones en la factura de la luz en un plazo muy breve. El sector se moviliza para avanzar por uno de los muchos carriles de la descarbonización, en vez de centrarse solo en uno. Un carril en el que España tiene, junto a Alemania y Francia, el mayor potencial de Europa, hasta suplir con gas autóctono proveniente de residuos el 45% de su demanda. «La cuadratura del círculo kilómetro cero», remarca Batalla, que ya ha llamado la atención de Goldman Sachs, con 1.000 millones para financiar biometano principalmente en España, o de Banco de Sabadell, a través de su brazo inversor en renovables Sinia en Catalana de Biogás.

Da la impresión de que Enagás apuesta más por el hidrógeno verde y Sedigas por el biometano. ¿Por qué esa disparidad?

Nosotros hablamos de las dos cuestiones. Como asociación vemos a todos los gases renovables, incluso el gas sintético, como una solución para la descarbonización. El matiz está en que el biometano es una tecnología madura, con paridad de costes, que resuelve un problema de gestión de residuos y que es una realidad inmediata. El hidrógeno lo será, pero aún nos falta el reto tecnológico, resolver las cuestiones asociadas a la inyección a la red y el transporte y almacenamiento. Fuimos pioneros en crear un «think tank» hace tres años donde están la Oficina Española del Cambio Climático, la Asociación Española del Hidrógeno, el Centro Nacional del Hidrógeno, la Fundación de Aragón del Hidrógeno para afrontar esos retos. En cambio, con el biometano es que es un gas renovable que es totalmente intercambiable con la molécula de gas. No requiere adecuación de la infraestructura de transporte ni de los equipos domésticos o industriales. Por tanto, es la vía a corto plazo para descarbonizar una parte de la demanda de gas.

Hay seis plantas de biometano ya operativas, pero en Francia son 500, Alemania más de 600... ¿A qué se debe este retraso?

El sector primario, ganadero y agrícola están emitiendo el 19% del metano a la atmósfera. Tenemos un potencial para atajar este problema, pero existen muchas barreras regulatorias, administrativas y también financieras. Hasta ahora no teníamos un sistema de certificados de garantías de origen, crucial para acreditar el origen renovable de ese gas. Enagás ya ha puesto esto en marcha. Pero en otros países, que están apostando fuerte por ello, tienen cuotas obligatorias para descarbonizar el transporte, el consumo final. Francia tiene el objetivo del 10% de biometano en la demanda final a finales de esta década y están estudiando subirlo a un 20%. Dinamarca, un referente, ya está en un 20% de media anual de consumo de gas renovable sobre su matriz de consumo de gas.

¿Cuál es el plazo de tramitación de un proyecto?

De 18 a 24 meses. Tenemos que acelerarlo. Tenemos una línea de ayudas del Perte de Economía Circular dotada con 150 millones de euros gestionada por el IDAE, que fija un plazo de 14 meses. En la coyuntura actual derivada de la guerra, que fija mayor autonomía con diversificación de fuentes y 35.000 millones de metros cúbicos de biometano, un 10% de la demanda de gas en Europa. Para alcanzar ese objetivo, también cabe la posibilidad de incentivos económicos.

¿Cómo sugieren canalizar esos incentivos?

En Italia, en la revisión de su plan, han ayudado a la inyección, que es un coste que tiene que asumir el promotor o ayudando en la operación y mantenimiento, que tiene externalidades que van más allá de la producción del biometano como evitar problemas de contaminación de acuíferos o de gestión de residuos. Problemas que en España son muy importantes porque es una potencia agrícola y ganadera. Francia tiene una línea de ayuda para cubrir los costes de inyección, especialmente en los proyectos más pequeños.

¿Qué cuantía de incentivos haría falta para alcanzar esas 500 plantas, como en Francia?

No son macroinversiones. Entre 8 y 20 millones es el coste de inversión por planta. Los costes de inyección pueden ser el 10% de esa cuantía. En un año hemos pasado de una a seis con la inversión. Los costes medios de producción son entre 45-65 euros MWh y con la actual coyuntura de precios ya hay paridad de costes. De hecho, si todo este potencial de producción de 163 TWh hubiera estado disponible en 2022 nos habríamos ahorrado 4.000 millones. Y lo que es más importante, con generación de empleo. Lo que pedimos es que en algunos proyectos que tengan unos costes superiores podemos ayudarles como en el resto de Europa en la ejecución, inyección y mantenimiento, para que lleguen más rápido.

¿Pasará como con la energía eólica, que los primeros en llegar se quedan con la mejor parte de la tarta?

La rentabilidad de estos proyectos depende de muchos factores y muchas circunstancias. Depende de los residuos, del volumen, de la distancia a la red... Dentro de esos 163 TWh, el 45% de la demanda de gas doméstica o toda la demanda industrial, confluyen en diferentes tipologías. Empezaremos por los de mayor viabilidad. Es una solución de «kilómetro cero». Un recurso autóctono, incrementa la soberanía energética y tenemos más de 100.000 kilómetros de red.

¿No hay que hacer ninguna adecuación en la red ni en los hogares o las explotaciones?

Es la misma molécula. Es CH4 con impurezas, con CO2. Ese es el biogás. Para obtener el biometano lo que se hace es depurarlo y se tiene una molécula perfectamente intercambiable con la de gas. Respecto al hidrógeno, la normativa permite inyectar hasta un 5%. Se puede llegar a suplir con biometano un 20% del gas sin grandes cambios en el activo de la red. Habrá un escenario multimolécula: gas natural, biometano e hidrógeno.

Con las regasificadoras, con la conexión argelina, el biometano y los nuevos proyectos, como el H2MED, ¿podemos soñar con ser grandes exportadores en función del mercado?

Siempre hemos dicho que España tiene la oportunidad de ser un «hub» exportador de gas. Concentramos el 33% de la capacidad de regasificación de gas, el 25% de almacenamiento y un enorme potencial para el biometano, el tercero de la UE con Alemania y Francia. España va a contribuir a la seguridad del suministro europea.

¿Qué revisiones vamos a ver en el PNIEC que se envíe a Bruselas antes del verano?

Estamos trabajando con el Ministerio. Estamos convencidos. El PNIEC contempla que la firmeza del suministro sea de los ciclos combinados de gas en 2030 porque vamos a un 74% de penetración de las renovables eléctricas. En 2022, hemos cerrado con los ciclos como primera tecnología con el 25% de la demanda eléctrica. Esperamos que se refleje ese 10% del biometano.

¿Con cuántas plantas operativas cerraremos el año?

Unas 20-25 plantas. Hay interés. El sector financiero está ya movilizándose. El «boom» llegará cuando demos esas señales en el PNIEC.

Si las explotaciones se ahorran los costes de tratar residuos... ¿podría abaratarse la producción de alimentos?

Es una vía de ingresos adicionales para el sector primario, que está en dificultades. Se aprovechan los residuos y se deja un fertilizante orgánico, el digestato, que sustituye a los químicos, que han subido de precio. Y habría 62.000 puestos de trabajo locales, con arraigo, en la España vaciada.

Las importaciones de Rusia han supuesto más del 12%, ¿cuándo podremos dejar de comprarles gas?

Las importaciones rusas suponen un 7-8% de media anual. La seguridad está garantizada por la flexibilidad de suministro, a diferencia de otros países. Este dato responde a contratos vigentes. Incrementar el biometano autóctono es aumentar nuestra independencia energética.

¿Vamos a estar en la media de precios del año pasado?

Existe esa incertidumbre en el próximo periodo, cuando haya que rellenar los almacenamientos con una gran demanda de GNL. Hay que repensar la contratación a largo plazo de los suministros para evitar la volatilidad de los mercados «spot» de GNL.

¿Es imbatible la TUR del gas?

Sí. Por eso ha habido un alud del mercado libre al suministro de último recurso. En la media que está subvencionada tiene unas condiciones inmejorables. Trasladamos al regulador y al Gobierno que llevamos dos décadas en un proceso de liberalización y existen más de 300 comercializadoras de gas. Entendemos y compartimos la preocupación por los consumidores, pero hay alternativas a estas distorsiones del mercado. Por eso trasladamos la propuesta de que cualquier comercializadora pudiera automáticamente ofrecer la Tarifa de Último Recurso para conciliar la protección al consumidor y limitar los impactos en el proceso de liberalización.

¿Está enterrado el Fondo Nacional de Sostenibilidad del Sistema Eléctrico?

Como sector tenemos un compromiso total con la descarbonización, pero en el detalle del FNSSE se trataba de un traslado de rentas. El consumidor no es solo eléctrico, gasista o de hidrocarburos, hay un solo consumidor energético. Se trataba de, en lugar de pagarlo con este bolsillo, pagarlo con el otro. Había defectos e impactos claros. Contenía medidas regresivas para las rentas más bajas, con un traslado de rentas entre territorios, de zonas frías a templadas o de rurales –donde la única solución de confort térmico es la caldera de gas– a urbanas. Además, en 2022, con todas las medidas para paliar la coyuntura de precios, ha cambiado todo. Igual no es el momento ni el diseño oportuno. Era un fondo que gravaba a unas actividades en beneficio de unas tecnologías del pasado, pero el carbón no estaba. Había sinsentidos como esos.