Antoni Peris: "El gas es la energía fósil más eficiente"

Con un crecimiento sostenido (del orden del 10%) durante los últimos años, el sistema gasista español hace una importante labor de backup no sólo de las energías renovables, sino del conjunto del sistema energético nacional.

Tras casi una década de liberalización, desde 2002, ha demostrado su eficiencia y seguridad en el suministro, al importar gas de 11 países, así como su capacidad de adaptación al entorno. La buena gestión de este fluido ha configurado un sistema plenamente abierto –únicamente igualado en apertura de mercado por Inglaterra- y muy competitivo.

Antoni Peris Mingot quien, además de director general de Negocios Regulados de gas en la compañía Gas Natural Fenosa, es presidente de la asociación Sedigas nos explica los cambios a los que actualmente se enfrenta el sector. En pleno proceso de diseño del mix energético, Peris señala los esfuerzos que se están realizando en proyectos de almacenamiento subterráneo y en las interconexiones con Europa, que conferirán a España un papel estratégico en el suministro al continente y al norte de África. 

De la mano del presidente de Sedigas, conocemos el importante papel que representa el gas en la definición de un mix energético equilibrado, que tenga en cuenta todas las tecnologías disponibles, con suficiente flexibilidad para adaptarse a la demanda y, ante todo, sostenible medioambiental y económicamente. 

FEDERICO FERNÁNDEZ DE SANTOS: En su reciente conferencia, el profesor Nobuo Tanaka advertía sobre la necesidad de invertir en infraestructuras en toda la cadena de valor. En el caso de España, ¿dónde serán más necesarias las inversiones? 

ANTONI PERIS: Las inversiones más relevantes del sector gasista español están centradas en dos grandes campos: los proyectos de almacenamiento subterráneo y las interconexiones con Europa a través de Francia. Éstas nos darían la posibilidad de tener un incremento de llegada de gas del norte, si bien España es un país con una seguridad de suministro muy potente gracias a la inversión y a la apuesta por las terminales de regasificación. En este momento, el 70% del gas que entra a nuestro país llega licuado, por barco. Nuestra elevada seguridad de suministro se debe a que traemos gas de 11 países.

Sin embargo, contar con una interconexión con Europa nos daría la opción de traer gas del norte y, a la vez, de integrar a España en el esquema de suministro europeo, con capacidad para hacer circular gas hacia el centro de Europa. También es una salida importante para los proyectos de interconexión con el norte de África, como el Medgaz, cuya entrada en funcionamiento está prevista para los próximos meses. El año pasado se dio un importante paso, como fue la Open Season, en la que Francia decidió avanzar con la interconexión a través de Larrau, en el Pirineo. Se trata de una interconexión que tendrá doble sentido (hasta ahora sólo tiene sentido Francia-España). 

Recientemente se ha retomado la Open Season de Biriatú, que incluye también la interconexión a través del Midcat, por el Mediterráneo, un punto clave en el plan de infraestructuras de futuro y que supondrá cumplir con los objetivos planteados por la Unión Europea referentes a cubrir un 10% de la demanda por las interconexiones. La CNE y el Gobierno, a través del Ministerio de Industria, están trabajando para superar las dificultades que surgen al desarrollar una interconexión de tipo internacional.

F.F.S.: ¿Y en el caso de los proyectos de almacenamiento subterráneo?

A.P.: Actualmente, España no tiene un gran volumen de almacenamientos subterráneos. A finales de diciembre, la capacidad de almacenamientos subterráneos y almacenamientos de gas natural licuado, GNL, llegaba a cubrir el 9% del total de la demanda durante este ejercicio. El incremento de la capacidad en almacenamientos nos daría una flexibilidad operativa importante, porque permite almacenar gas en épocas donde no hay tanta demanda y poder sacarlo en otras, arbitrar precios… Nuestro país no presenta una buena geología para hidrocarburos, de manera que no tenemos reservas ni almacenamientos subterráneos importantes, por eso se han tenido que recuperar antiguos pozos de gas o de petróleo y desarrollar sistemas nuevos que requieren inversión. En este momento, hay en marcha dos grandes proyectos: Castor, en la costa mediterránea, y Yela, en Guadalajara. También hay proyectos de compañías que buscan desarrollar otras soluciones sobre almacenamientos subterráneos.

A estas dos grandes propuestas de infraestructuras en el sector gasista, hay que añadir el desarrollo de redes, la fabricación de aparatos, las instalaciones industrial y residencial… y, sobre todo, el reto de hacer sistemas más eficientes (para ello se está trabajando en soluciones de tipo doméstico e industrial con alto nivel de eficiencia).

F.F.S.: Una vez establecida la interconexión con Europa, ¿qué papel jugará nuestro país en el suministro de energía al continente?

A.P.: La interconexión permitirá que España se configure como un país estratégico en el suministro y la seguridad de suministro en Europa y norte de África, así como nexo del continente con los países que hoy en día están produciendo gas natural licuado, porque tenemos ya la infraestructura hecha. Sólo necesitamos hacer la interconexión y poder llegar a Centroeuropa, no quedarnos en el sur de Francia.

F.F.S.: El sector gasista privado ha realizado importantes inversiones en infraestructuras y plantas de generación. En cambio, vemos cómo otras energías –con un coste-precio/KW mucho más elevado– reciben mayor apoyo. Dentro de un periodo de crisis como el que estamos viviendo, ¿nos podemos permitir pagar un coste superior por la energía? ¿Cómo afectará a la competitividad de nuestra industria?

A.P.: Como sector, estamos impulsando que en el debate del mix energético se tengan en cuenta todas las tecnologías y su grado de madurez, entendiendo por esto el grado de utilización ya industrial que tiene cada una de las tecnologías; así como impulsar y corregir algún desfase que puedan tener tecnologías muy maduras y que casi están en la etapa de uso masivo. Otra cosa es apostar por tecnologías que aún están en una fase experimental. Ése es uno de los problemas que hemos tenido en España. 

Se han instalado cantidades importantes de generación de equipos cuyo coste es 10 veces mayor que el de otras tecnologías y requieren una prima superior para ser competitivas (utilizando -en principio- una materia prima que es gratuita). 

Como sector gasista, somos conscientes de que formamos parte del mix energético, nunca hemos querido hacer un debate exclusivista. Todas las energías son necesarias, pero hay que considerar que nuestro sector ha hecho, en los últimos años, inversiones muy importantes para que los ciclos combinados a gas pudieran funcionar. España ha podido disponer de una energía de calidad y ajustada a demanda gracias a las inversiones privadas que se han hecho en los ciclos combinados. La producción de energía eléctrica mediante renovables tiene una variabilidad e imprevisibilidad muy alta (sólo si sopla el viento se produce mucha energía). Esto hace necesario tener unos sistemas adicionales que permitan producir, arrancar y parar rápidamente sin que eso afecte a la calidad del servicio eléctrico, ni a la vida media de esas instalaciones. Aquí, el gas ha desempeñado un papel fundamental.

F.F.S.: A pesar de este rol estratégico, llama la atención la propuesta de subvención del carbón nacional en detrimento de otros combustibles, entre ellos el gas. 

A.P.: Sí, y sostenemos que debemos tener una compensación. Si queremos un sector energético transparente y eficiente, cualquier decisión que lleve a la alteración del equilibrio y cambie las reglas del juego debe ser compensada. Se está dando preponderancia a una energía que, si no fuera por esa ayuda, no podría estar en esa posición.

Lo mismo ocurre con el debate de los ciclos combinados, cuando están actuando como sostén del sistema. La retribución del modelo actual depende de las horas de uso que estén funcionando y eso ha alterado completamente el equilibrio de estas plantas. Por cada megavatio renovable hay que instalar otro convencional. Los megavatios no se ponen por tecnología, sino por demanda. Si hoy no hace viento, toda la potencia de viento la ha de hacer alguien. La apuesta por las renovables requiere que, inexorablemente, haya detrás una energía convencional que esté a disposición del sistema cuando aquéllas no están. 

F.F.S.: Y además el sector gasista tiene que funcionar con take or pay para obtener la energía…

A.P.: Tenemos la necesidad y obligación de tener gas a disposición y el objetivo es que se consuma, porque al final acabas pagando al productor lo que no has consumido.

El sector gasista tiene un nivel de generación de riqueza muy importante y debemos trabajar por reconocer el papel del gas con las renovables, pero también por su uso final; es decir, no sólo a nivel de generación sino también de consumo. Por ejemplo, el gas natural es el apoyo idóneo en la instalación de agua caliente sanitaria con termostato en la viviendas, en especial para aquellas horas donde no hay sol. Desarrolla también un gran rol en el trasporte, tanto en autobuses de pasajeros como de carga en zonas urbanas. En definitiva, no sólo tiene un papel en los usos tradicionales industriales y residenciales, sino también en la generación distribuida, como complemento de las renovables y como usuario final. 

F.F.S.: Si buscamos energías económicamente eficientes, ¿cómo afectará al gas el hecho de que algunas centrales nucleares empiecen a salirse del sistema por edad? ¿Beneficiará esto a la previsión de crecimiento de la demanda de gas en España?

A.P.: Es un hecho que el periodo de construcción de las centrales nucleares es largo (con un plazo de ejecución de más de 10 años). Todo va a depender de lo que se determine en el mix energético. Nosotros entendemos que el gas es clave, porque es la energía fósil menos contaminante, con más eficiencia en sus procesos de generación de energía, con un corto tiempo de desarrollo de proyectos para la potencia instalada (2 años de ejecución), por su disponibilidad y porque es el apoyo eficiente de cualquier política de renovables. Además, hay un impulso a la cogeneración, que afecta a la eficiencia energética del sector industrial, lo cual contribuye a la mejora de la competitividad. 

Después de este proceso de ajuste económico, estimamos un crecimiento más o menos estable de la demanda, pero sin llegar a las cifras de crecimiento del pasado. La situación de España en su previsión no es muy distinta de la que pueda tener Europa.

F.F.S.: Son estremecedoras las cantidades de inversión necesarias para alcanzar el objetivo 450 ppm de la Agencia Internacional de Energía. ¿Qué piensa de las cifras que se están manejando? 

A.P.: Es un objetivo bastante ambicioso y dependerá, en gran medida, de las políticas que adopten las economías, en especial las más potentes, pero también las emergentes. No hablamos sólo de las inversiones que hay que hacer en cuanto a renovables y generación eficiente para los nuevos consumos, sino de todo el proceso de eficiencia energética subyacente en la cadena de producción, transporte y consumo de la energía.

F.F.S.: Según la CNE, el desarrollo de un mercado de gas ordenado pasa por “impulsar el establecimiento de un hub de gas en el Sistema Gasista Español para el fomento de la competencia y la transparencia, superando la opacidad del mercado OTC actual”. ¿Cuál es su opinión? ¿Por qué un mercado ya liberalizado todavía no es plenamente transparente?

A.P.: El mercado del gas se caracteriza por requerir, por el lado de la oferta, de negociaciones y tipologías de contratos con países productores que no hacen diferencias con nadie. Sólo depende del volumen que cada uno sea capaz de comprar.

Todos los mercados tienen sus imperfecciones y se busca mejorar la situación. El español tiene un nivel de apertura muy alto y unas restricciones de entrada de gas al sistema muy bajas. El tema de analizar un posible hub viene a ser, en cierto modo, un mercado secundario para que pueda haber una mayor liquidez en el sistema. Justo ahora se está valorando si esto tiene un sentido práctico y se puede llegar a estructurar. 

F.F.S.: ¿Ese hub tendría una relación con la interconexión en Francia?

A.P.: Esa interconexión tiene su propio calendario y, en el momento en el que sea una realidad (probablemente entre 2013-2015, si se cumplen todos los plazos), podrá contribuir a que haya un cierto precio de referencia, pero en principio son dos cosas desvinculadas. El hub está pensado para crear un mercado de liquidez secundaria en España. 

F.F.S.: La consideración, avanzada por Tanaka, sobre el futuro precio del gas -con la explotación de fuentes no convencionales y las entradas en funcionamiento de plantas para licuarlo- hace que la generación eléctrica con gas tenga solidez como opción de futuro. En una estrategia a largo plazo, ¿no debería ser ésta la apuesta?

A.P.: En este momento, el gas no convencional se está desarrollando en Estados Unidos. Esto ha hecho que el mercado del GNL quede afectado, porque un consumidor importante -como el estadounidense- ha incrementado sus reservas internas y no está importando gas de Canadá, su productor tradicional. Por otro lado, se está viendo que eso puede llevar a un exceso de GNL y la fijación del precio no es único, depende de las cuencas donde estés trabajando. 

A esto se suma la puesta en marcha de proyectos ambiciosos de licuefacción que, con el retraimiento de la demanda a consecuencia de la crisis, han provocado un exceso de oferta de gas que está haciendo que el precio esté muy contenido y se haya desvinculado de las oscilaciones que ha tenido el petróleo. En el futuro, considerando que esta situación dure hasta el año 2013, se irán produciendo ajustes entre la oferta y la demanda. Veremos cómo los países productores van a ir ajustando su oferta a la demanda real, teniendo en cuenta que han aparecido gases no convencionales y que la demanda energética se está recuperando. 

Se prevé un repunte sostenido del precio, sin grandes variaciones, con oscilaciones de invierno-verano. Las curvas de largo plazo muestran tendencia a una subida suave, porque un exceso de oferta no permite subidas importantes, de ahí la curva de una recuperación lenta de los precios.

Entrevista publicada por Executive Excellence nº72 jul10