España, futuro «hub» europeo de los gases renovables

La necesidad de impulsar el uso de los gases renovables (hidrógeno verde, biometano...) para atajar la crisis climática global hace más relevante que nunca el papel de los combustibles procedentes de fuentes renovables. El proceso de descarbonización, que solo será posible gracias al avance de la electrificación y al uso de las energías renovables, entre las que el hidrógeno y el biometano juegan un papel clave, modificará el mix energético actual. España parte con todas las garantías para convertirse en la futura potencia del hidrógeno y el biometano a nivel europeo, ya que cuenta con las infraestructuras, el conocimiento y los medios necesarios para ello. Pero, ¿cuál es la situación actual de los gases renovables en España? ¿Qué retos plantea su implementación?

Cinco expertos del sector debatieron sobre los gases renovables en España, sus retos y desafíos el pasado 16 diciembre en un panel organizado por LA RAZÓN. Durante el encuentro, todos coincidieron en que España puede situarse como una potencia de primer nivel y destacaron el creciente interés por el hidrógeno no solo en la industria, sino en toda la sociedad. En este sentido, Silvia Sanjoaquín, responsable de nuevos negocios de Naturgy, destacó que «los gases renovables son pieza fundamental» para cumplir los objetivos de descarbonización. «Un tercio de las emisiones de CO2 proviene del sector industrial y del transporte pesado. Por eso se necesitan soluciones alternativas y los gases renovables son pieza clave si queremos cumplir los objetivos a 2030 y 2050». Sanjoaquín destacó que el biometano es «una tecnología que ya es madura» y que es una apuesta fuerte de la energética en su plan estratégico –con más de 1 teravatio hora de energía prevista–. «En Europa tienen una demanda superior a la oferta, mientras que en España se han dado pasos importantes, aunque queda mucho por hacer. Ya tenemos un borrador, pero hay que definir esa hoja de ruta ambiciosa. Es una de las principales apuestas que hace Naturgy».

En el ámbito del hidrógeno, los objetivos están más claros: 40 gigavatios en Europa; 4 GW en España en 2030. «Sin embargo, hay mecanismos para incentivar la demanda que no están tan claros». Se trata, además, de proyectos más influenciados por los fondos Next Generation porque, como destaca Sanjoaquín, «hay una brecha todavía entre el coste del hidrógeno gris de hoy y el hidrógeno verde que se va a desarrollar». En este sentido, estos primeros pasos necesitarán de «alianzas entre empresas y la administración» para minimizar los riesgos tecnológicos y la envergadura de los proyectos. En ambos casos, se trata de una apuesta muy clara de Naturgy.

Ócar Barrero, socio consulting para energía de PwC España, también prefirió abordar de forma específica las dos tecnologías. «La clave de desarrollo del hidrógeno estará muy ligada a la producción de las renovables eléctricas y va a ser uno de sus mayores aliados. Sin embargo, el biogás y el biometano van a estar muy vinculados al mundo de la economía circular y de los residuos porque se producen de la descomposición orgánica de los mismos que generamos los consumidores y en la ganadería y las industrias». Sin embargo, España tiene un déficit grande en este tipo de tecnología, porque frente a las 12.000 plantas que hay en Alemania o las 8.000 en Francia, en España apenas se superan las 200.

La secretaria general de Sedigas, Naiara Ortiz de Mendíbil, recordó que la patronal del sector ya preparó un plan de desarrollo en 2017 con un potencial de los gases renovables entre 20 y 34 teravatios hora para el biometano en 2030. «Nos salía que teníamos que hacer entre 400 y 800 plantas de biometano para cumplir ese potencial, lo que generaría entre 15.000 y 25.000 puestos de trabajo, en zonas rurales, principalmente». Por contra, la hoja de ruta del biogás –que contempla 10 teravatios hora, de los cuales el 55% podrían ser biometano– no es lo «suficientemente ambiciosa», según Sedigas. «Además, se habla de un 1% de la demanda total de gas que se podría descarbonizar con un gas renovable, por el 10% que se ha fijado en Francia», subraya Ortiz de Mendíbil.

En 2020, la Comisión Europea encargó un estudio sobre el potencial de cada país que arrojó 122 TW hora para España. A su vez, Sedigas amplió a 137 TW hora ese potencial. Pero en plantas específicas de biometano solo tenemos dos por las 232 de Alemania y las 231 de Francia. «No tiene sentido que España sea el tercer país de Europa en potencial y estemos a la cola en número de plantas de biometano».

Rodrigo Díaz Ibarra, director de desarrollo de Reganosa, participada por la Xunta y el Grupo Tojeiro, explicó la oportunidad que suponen ambas tecnologías para «zonas que están sufriendo consecuencias negativas de la transición energética». A día de hoy, el peso de la electricidad en el consumo final de energía es del 20% y en 2050 hay que llegar al 50%. Esa electricidad tiene que ser renovable y ahora menos de la mitad de los electrones son renovables. Ese es el campo de juego de los gases renovables y para ello contamos con un sector energético con la capacidad y las personas para hacer frente a este proceso», añadió el directivo de la multinacional gasista gallega, que gestiona su propio gasoducto y una terminal de gas natural licuado en Ferrol.

Respecto a ese proceso, José María Sánchez Hervas, jefe de división de combustión y gasificación del Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas (Ciemat), comenzó advirtiendo que España va muy retrasada respecto a Europa aunque la llegada de los fondos de reconstrucción puede suponer «una oportunidad única que no debemos dejar pasar». «En España nos hemos centrado en la electrólisis para generación masiva de hidrógeno, pero existen otras, como biomasa y residuos o producción de hidrógeno solar, en las que podemos situarnos y no se recoge en la hoja de ruta. Si hacemos una gestión integral de los residuos podemos llegar a producir mucho más metano y mucho más hidrógeno y ahí la ruta termoquímica puede apoyar a tratar ese resto». Respecto a la «competencia perversa» entre biogás e hidrógeno, Sánchez Hervas considera que deben ser complementarias.

Sobre las medidas para impulsar el sector, Sanjoaquín señaló que la «inyección a la red es clave» y para ello la fiscalidad verde es crucial. «Modelos como el de Francia, con ayudas a la inyección en la red de gas, hacen que se aproveche este potencial más porque no tienes que tener producción de biogás y demanda asociada en el mismo punto, sino que puedes hacerlo llegar a las zonas de demanda cercanas con la red». Para el desarrollo de ambas tecnologías también resulta fundamental la supresión de las incertidumbres regulatorias. «En el proceso de descarbonización por biometano hay más certidumbre para un alemán que para un español pese al interés que hay aquí», evidenció Barrero. «En un mercado tan competitivo como la leche, con márgenes muy ajustados, tenemos simuladores sobre explotaciones ganaderas con plantas de purines para biogás en Francia donde, además de hacer más sostenible su principal residuo, pueden mejorar sus márgenes un 10%. Es una solución que mejora la competitividad. Un beneficio doble», añadió.

«Es un tema muy transversal», apostilló Ortiz de Mendíbil. Pero, ¿por qué en España vamos con retraso? «No es un truco de magia. En esos países hay marcos bien estructurados con mucha seguridad. A veces eso es más importante que una ayuda del x por ciento», según Díaz Ibarra.

En este sentido, explicó que los incentivos en Alemania sirvieron para desarrollar la tecnología y para instalar gasolineras, que aquí son testimoniales. «En septiembre pasado, cuando estaba subiendo el precio del gas natural, los alemanes ya anunciaron que su producción de biometano ya era competitiva en precio con el gas natural. Han hecho los deberes y aquí estamos por hacerlos».

Retos tecnológicos y un estrés de precios energéticos que hacen rentables ya a estas tecnologías y que, al mismo tiempo, generarán miles de empleos directos e indirectos en la España vacía, logrando hacer más a las empresas electrointensivas.