«España debe tener un papel importante en la seguridad de suministro y la integración del mercado del gas europeo»

ENERGÍA DIARIO.: Sectores energéticos renovables, fundamentalmente el termosolar, les acusan de haber incurrido en un proceso de sobreinversión en nuevos ciclos combinados. ¿Existe ese proceso de sobreinversión en el parque de instalaciones de generación eléctrica mediante ciclos combinados?

ANTONI PERIS.: Partiendo de una lógica que afirma que lo que estaba antes se tiene que ir para dejar paso a lo que entra ahora, tenemos que tener en cuenta que si hablamos de instalaciones que tienen entre 25 y 30 años, estamos hablando de un tema de cambio de ciclo tecnológico y finalización de vida útil de instalaciones, algo que entra dentro de lo razonable, por ser su tecnología obsoleta e insuficiente. Pero en el caso de los ciclos combinados, el pico de la puesta en marcha de estas centrales fue entre el año 2008 y el 2009, aunque su planificación energética fuese muy anterior. Por lo tanto, estamos hablando de instalaciones muy recientes que, a su vez, coinciden con la entrada de nueva potencia renovable.

Por ello, con la crisis económica que estamos viviendo, yo me pregunto si tiene sentido que estemos infrautilizando estas centrales de ciclo combinado totalmente nuevas para poner otras en marcha que habrá que pagar en el futuro mediante una prima elevada, porque a pesar de que la energía primaria de las renovables es gratuita, el coste por MW producido es de tal nivel que cuesta hasta diez veces más que las tecnologías convencionales más eficientes.

¿Tiene sentido una entrada masiva de renovables? ¿Tiene sentido poner tantas instalaciones en funcionamiento o hubiera tenido más sentido hacerlo de forma más pausada para cumplir nuestros compromisos medioambientales y no encontrarnos con instalaciones de tecnologías que ya nadie utiliza y que vamos a tener que pagar durante 15 años?

Sin dejar de lado el respeto al medio ambiente y la innovación tecnológica, lo que tenemos que hacer es aquello que tenga cabida desde el punto de vista económico y no ir más allá de lo que realmente podemos pagar. Además, debemos sacar provecho de la curva de aprendizaje del cambio tecnológico en todas las renovables, en donde hemos ido muy por delante en su instalación y hemos instalado potencia que en este momento no está siendo lo eficiente, en términos productivos, que podría ser si las instaláramos ahora, aunque cabe destacar que el único sector dónde este alineamiento ha estado sincronizado es en el caso de las tecnología eólica.

Haber ganado tres años en el objetivo de las renovables nos ha puesto en una situación muy complicada que, además, ha exigido unas primas muy altas por esa ineficiencia que tenía la instalación. Hay que recordar que en la planificación gubernamental se habían acordado entre 400 y 500 MW de fotovoltaica y se instalaron 5.000 MW, es decir, diez veces más.

De este modo, se produjo una situación compleja y preocupante que se vuelve a repetir ahora con el desarrollo excesivo de la potencia termosolar sin tener en cuenta que, para avanzar tecnológicamente, hay que tener un Know how para que el aprendizaje tecnológico y la eficiencia vayan acompasados.

Es evidente que las energías renovables son unas tecnologías con futuro y pueden suponer una oportunidad de posicionamiento tecnológico para España, algo que no discutimos. La cuestión sería en qué plazo y cómo se debería hacer para no provocar las tensiones económicas que están generando estas instalaciones puesto que, cada mes que pasa, se incrementan los costes derivados de su ineficiencia.

La situación actual es la que es y si la miramos en términos económicos, por eficiencia y coste final, las renovables tal y como se han desarrollado no tendrían cabida en el sistema, sin embargo, tienen su papel y hay que contemplarlo como clave para entender esta situación.

E.D.: ¿Es cierto que los propietarios de las centrales de ciclo combinado se están planteando el cierre de estas centrales en vista de su escaso funcionamiento?

A.P.: Como representante de Sedigas, debo decir que los ciclos combinados no forman parte de la asociación, sino que son las empresas asociadas las que son titulares de las centrales. No obstante, el ciclo combinado es un consumo más del sistema gasista, con gran peso en el sector y que obliga a hacer inversiones, que es lo que realmente nos preocupa.

Sin embargo, entra dentro de lo razonable que alguien se cuestione detener una central si el funcionamiento de la misma y sus ingresos son cada vez menores, cuando la fuente de entrada de capital de los ciclos combinados va asociada al número de horas que funcionan. Por tanto, es lógico plantear el corte de los ingresos al no tener todos los costes operativos, incluso la posibilidad de llevarse las turbinas a otro lugar.

Por otro lado, REE siempre ha sido muy reacia a perder potencia instalada, puesto que siempre ha buscado tener más márgenes de seguridad de suministro y de disponibilidad. No contar con estas centrales existentes, mermaría la flexibilidad que proporcionan a pesar de que ahora funcionan de un modo más reducido.

E.D.: De cara a la resolución del déficit tarifario eléctrico y las informaciones que van apareciendo y que señalan, entre otras cuestiones, la modificación de la imposición a la generación, con tasas generales o selectivas, la posibilidad de reducción de costes regulados, incluyendo también el posible efecto de los pagos por capacidad de los ciclos combinados, ¿cómo valora estas medidas? ¿y qué es lo que pide al Gobierno porque, aunque se trata de una regulación para el déficit tarifario eléctrico, afecta lógicamente al sector gasista?

A.P.: Sobre las medidas específicas al sector eléctrico poco podemos decir porque Sedigas no conoce en absoluto los detalles, ni hemos estudiado la situación.

Lo único que podemos pedir, y es más un deseo que una petición, es que el Gobierno acierte tomando las medidas necesarias para que este problema, que está afectando al equilibrio del sistema energético español, se resuelva. Un déficit de más de 20.000 millones de euros es de todo, menos sano, y es obvio que es un problema que hay que resolver cuanto antes.

En lo que respecta al sector gasista, lo que nos preocupa es que las decisiones que se tomen, nos lleven a una mayor reducción en la demanda para la generación eléctrica que se produzca en el sistema gasista, una situación que puede venir por dos vías.

Por un lado, por una mayor reducción del hueco térmico que hará que cada vez funcionen menos los ciclos combinados, que no es lo deseable y lo lógico. Los ciclos son una tecnología muy eficiente y da garantías al suministro del sistema, utiliza la materia prima no renovable más eficiente y menos contaminante que hay y su coste es muy competitivo. Por eso, creemos y pedimos que el hueco térmico deje de reducirse y volvamos a recuperar parte de esa cuota que teníamos y que permitiría un mejor equilibrio en el sistema gasista.

Por el otro, todo lo relacionado con la cogeneración se ha visto afectado por la eliminación de las primas a todas aquellas instalaciones que no estén inscritas en el pre-registro, con licencia y con las condiciones impuestas por el Ministerio de Industria. La cogeneración, que tiene un impacto enorme en la competitividad de la industria española, está en una situación de in pass puesto que las instalaciones nuevas no tendrán ningún tipo de prima. Además, no podemos olvidar que el plan para renovar instalaciones de más de 15 años y que utilizan combustibles más contaminantes y menos eficientes está ahora en suspenso.

Sin entrar en valoraciones de qué medidas va a tomar el Gobierno para cada uno de los sectores y subsectores que hay en el sistema eléctrico, lo que nosotros estamos planteándole al Ministerio es que, cuando se estudien las soluciones para atajar el déficit eléctrico, no olvide que algunas de esas soluciones impactan en el equilibrio del sistema gasista y, por tanto, o bien ayudan a que la situación nuestra mejore o bien la hacen empeorar y ahí si que le pedimos que no la empeoren, claro.

E.D.: ¿Qué opina sobre el papel que puede ejercer España como país de tránsito en el transporte de gas en el conocido como corredor ibérico del gas? ¿Cómo sigue el proceso de las conexiones internacionales? ¿Han sufrido éstas inversiones algún tipo de recorte o retraso en su ejecución?

A.P.: Nosotros creemos que nuestro país tiene y debe tener un papel importante en lo que sería la seguridad del suministro europeo. A España, desde el punto de vista de la seguridad de suministro, le interesa estar lo más integrada posible en Europa. Nosotros tenemos algunos puntos fuertes y otros que no lo son tanto, como por ejemplo los almacenamientos subterráneos, que por mucho que queramos invertir, nuestro subsuelo está muy por debajo de la media europea y no llegará a la altura del subsuelo francés o alemán que tienen una capacidad de almacenamiento importante.

Por esta razón, una mayor integración de España en el sistema gasista europeo beneficiará a ambas partes, permitiendo a nuestro país integrarse plenamente y convertirse en lo que es la puerta, no sólo del gas del norte de África o del gas argelino, sino también del GNL de todo el mundo. España tiene una gran capacidad de regasificación e incluso de recarga de barcos, dando paso a la descarga de los buques más grandes del mundo en los puertos españoles e incluso a los metaneros de menor porte.

En este sentido, creemos que tenemos un papel muy importante que se va a potenciar entre 2013 y 2015 con la entrada en funcionamiento del gasoducto de Larrau (2013) y el de Biriatou (2015), que nos dará 7,5 bcm más de capacidad para exportación, que es un 20% de la demanda agregada de España, que es de unos 38 bcm, lo cual es importante. Otras decisiones que están pendientes son la interconexión del Midcat que nos daría una salida importante por toda la cuenca del Mediterráneo para acabar de perfilar el tema del hub.

También es importante que sepamos enfocar bien el esquema de los peajes de tránsito, para que realmente no mermemos la competitividad de ese gas. En este sentido, debemos saber cuál es la estrategia de precios para ser realmente competitivo y, por descontado, poder disponer de un precio de referencia del gas con materia prima vía hub, que nos ayudará a colocarnos como mercado de transacción. Es difícil consolidarse como mercado si no tienes una referencia de precios de tipo abierto público que es lo que te configura un hub.

De lo que sí estamos convencidos es de que España puede tener un papel importante en lo que sería la seguridad de suministro y la integración del mercado del gas europeo.

E.D.: Respecto al tema de la obtención de gases no convencionales, ¿cómo veis el impacto en los mercados de aprovisionamiento, los precios y las previsiones que podemos hacer sobre las primeras iniciativas en España?

A.P.: El gas no convencional es el que, en vez de estar dentro de una bolsa de gas, está entre capas geológicas y, por tanto, aunque sigue siendo metano, hay que hacer un proceso de liberación y luego, mediante un sistema mas sofisticado, extraerlo.

Con este tipo de gas se ha pasado de tener 60 años de reservas de gas convencional a más de 260 años de gas convencional y no convencional, si no recuerdo mal, por lo que hemos añadido 200 años. De este modo se incrementan las reservas de una forma exponencial y se diversifican los lugares donde hay reservas.

Hoy el gas, estando más diversificado en el mundo que el petróleo, sigue estando sesgado en aquellos países que están muy alejados de los puntos de consumo y en los que sus políticas geopolíticas no son muy estables. Sin duda, con el gas no convencional lo que se está haciendo es acercarlo a los puntos de consumo mediante asociaciones a antiguas zonas carboníferas o estructuras geológicas.

Por otra parte, en Estados Unidos han demostrado, por la vía de sus precios actuales, que el precio final del gas no convencional está alejado de los precios de los gases convencionales.

Hoy existen tres mercados en el mundo: el americano con un precio de 2 dólares el millón de BTU (Unidades Térmicas Británicas), el de la cuenca atlántica que está entre 12 y 14 dólares el millón de BTU y el asiático entre 16 y 18 dólares el millón del BTU.

Esto configura tres tipos de precios distintos y te esta diciendo que los que han podido tener reservas importantes de shale gas (no convencional) se han alejado de estos precios altos y están teniendo unos precios realmente bajos.

Entendemos que hay una oportunidad que vale la pena recorrer tanto por disponibilidad de reservas como por costes sin desconocer que es una tecnología que, como todas aquellas que empiezan, han tenido que ajustar sus condiciones de operación y de explotación para que una serie de problemas medioambientales sean resueltos. En este punto se encuentran los americanos, cuyo tipo de operaciones ya no son tan intensivas en utilización de espacio como lo eran antes y están empezando a utilizar la perforación horizontal en lugar de hacer muchos pozos verticales.

De hecho, Estados Unidos era un país que tenia que importar GNL y eso hacia que el gas no tuviera una presencia importante en la matriz energética norteamericana, porque ellos son muy celosos de depender de una energía al 100% de fuera.

A la vista de esto, en Europa hay una situación distinta. Polonia está apostando por el gas no convencional porque tiene reservas de carbón y de shale gas muy importantes, mientras que en Francia no se está permitiendo el desarrollo de esta tecnología. En España, que no es rico en hidrocarburos, hay un proyecto en marcha, en Álava, y otros proyectos en fase de estudio, por lo que habría que determinar si existe o no su potencial teórico, cuantas reservas habría y que es lo que podríamos obtener.

Desde Sedigas, creemos que cualquier proyecto que permita desarrollar la producción propia de hidrocarburos debería ser bienvenido y tenemos que impulsarlo, por lo que no podemos permitirnos el lujo de no desarrollarla. Esta tecnología podría ayudar a España, que es un país con una producción muy baja de gas, a reducir su dependencia exterior, no de forma espectacular, pero si para dar un paso a una mayor producción del gas nacional.

Hay otro tipo de gas no convencional que son los gases de síntesis, con los que se está trabajando en Europa la posibilidad de producir gas a partir de residuos o de cultivos dedicados, como hacen los alemanes y que les está permitiendo tener el llamado “gas verde” porque no emite CO2. En España está la experiencia de Valdemingómez (Madrid) que está casi en fase de puesta a disposición del gas inyectado al sistema y que es un gas que proviene de residuos.

Nacido en Barcelona (1956), Peris es ingeniero industrial por la Universidad Politécnica de Barcelona y PADE por el IESE. Se incorporó al Grupo Gas Natural Fenosa en 1984, ejerciendo cargos de responsabilidad en diferentes áreas de Catalana de Gas, hasta que en 1992 se trasladó a Argentina como director técnico de Gas Natural BAN, donde más tarde se hizo responsable de la Dirección General. Posteriormente fue nombrado country manager en las compañías del Grupo en Colombia y Argentina, y en 2005 volvió a España para ocupar la dirección general de Transporte y Distribución en España. Desde 2006 era director general de Negocio Regulado de la compañía. En 2007 fue nombrado presidente de la Asociación Española del Gas, Sedigas.