Rosa María Sanz: “La industria no puede ser la gran perjudicada de la transición”

La ejecutiva, que también dirige el negocio de infraestructuras y regulación en Naturgy, afirma que la tecnología más barata para producir energía es la renovable

Rosa María Sanz, presidenta de Sedigas.Manuel Casamayón

Es presidenta de la patronal del gas, Sedigas, desde 2018. Rosa María Sanz (Plasencia, Cáceres, 1969) dirige también el negocio de infraestructuras para Europa, Oriente Medio y África en Naturgy, así como la actividad regulatoria del grupo. La ejecutiva, ingeniera superior industrial por la Universidad Politécnica de Madrid, habla sobre el futuro y la preocupación del sector ahora por los recortes a la cogeneración.

R. Hay un entorno geopolítico adverso, y ahora se suma el coronavirus, ¿cómo afecta al sector?

R. La demanda primaria global de gas natural creció un 5,6% de 2018 a 2019, el máximo en 30 años. Es verdad que el coronavirus puede afectar la demanda. China ha declarado fuerza mayor para algunos contratos de suministro con destino chino, otros se han cancelado; hay que ver lo que sucede a largo plazo. Está también el efecto de las altas temperaturas, en febrero el consumo será inferior. Pero la situación mundial es de mucha más oferta que demanda, fundamentalmente de GNL [gas natural licuado], lo que se refleja en la disminución de precios, unos tres dólares el millón de BTU en España.

R. Ante esa caída de precios, se dice incluso que el gas puede hacer competencia a la renovable.

R. El precio del CO2 es lo que ha hecho que el gas sea más barato que el carbón y que prácticamente haya desaparecido de la generación. Pero, cuando compites con las renovables, también tienes que sumar el coste de los derechos de emisión, y realmente, para generar electricidad, la tecnología más rentable en este momento, con unos costes de producción muy bajos, entre 0,3 y 0,5 euros el megavatio hora, es la renovable. Ahí es muy difícil que se produzca esa competitividad.

Las nuevas inversiones serán en biogás e hidrógeno

R. En ese contexto de mayor demanda, ¿habrá nueva inversión en ciclos combinados? 

R. No lo veo económicamente factible en España. En 2019, los ciclos combinados funcionaron un 10% de media; no tiene sentido. Hay potencia instalada suficiente para aportar el respaldo que necesita la renovable.

R. Parece que la presencia del gas será limitada, ¿puede desaparecer en el futuro?

R. Seguirá jugando un papel. Primero, como gas natural, en la generación, para que la transición energética sea factible, faltan por desarrollar sistemas de almacenamiento; en el sector residencial y comercial; en el transporte de larga distancia y marítimo, donde no existe una alternativa eléctrica, y en la industria. No podemos permitir que los grandes perjudicados de esta transición sean la industria, que se deslocalice, y la competitividad. La actividad cerámica, de vidrio, conservera, azucarera y de papel necesita el gas natural en sus procesos. El 100% de la electrificación no es posible. Y a partir de 2030, como gas renovable, con el biometano y el hidrógeno. Para que este apoyo sea posible hay que mantener todas las infraestructuras.

R. ¿Las próximas inversiones se centrarán entonces en biometano e hidrógeno?

R. Hay dos vectores de crecimiento. Por un lado, el biogás, biometano, que utiliza residuos, y que impulsa la economía circular y rural. Puedes inyectarlo a la red para su consumo en hogares (calefacción), transporte e industria. Hay proyectos en Valdemingómez o en Butarque, la planta de Naturgy. Y por el otro, el hidrógeno, que se puede utilizar para almacenar o inyectar también en la red, no el 100%; se están haciendo análisis técnicos para saber cuál es el porcentaje, un 5% o un 10%, algunos países afirman que hasta el 20%. Esto nos ayudará a producir nuestro propio combustible y a reducir nuestra dependencia energética. Algunos estudios calculan que esta tecnología puede crear en Europa entre 600.000 y 800.000 puestos directos.

Nos preocupa el recorte de primas a la cogeneración; si cierra, el sistema gasista dejará de ingresar 200 millones

R. ¿De qué depende su impulso?

R. Necesitamos un apoyo, un guiño de apuesta decidida por parte de la Administración. En cuanto al biogás, pedimos certificados de origen, como en el eléctrico. El año pasado estuvimos trabajando con la CNMC y el Ministerio para la Transición Ecológica, y ambos están de acuerdo en que tienen que desarrollarlo. Han dicho que a partir de marzo se retomará. Y en cuanto al hidrógeno, queremos un objetivo, un compromiso, como sucede con las renovables. En Francia se han fijado el 10% en 2030 y en Alemania acaban de lanzar un plan. Esto facilita las inversiones. Por la elevada penetración de renovables que tendremos, al usar esa energía excedentaria para producir hidrógeno, y todas las infraestructuras que tenemos y que podemos utilizar como ventaja adicional, podemos ser líderes en Europa.

R. ¿Qué ha pasado con las interconexiones con Europa?

R. Parte de la interconexión por gasoducto con Francia estaba reconocida como un proyecto de interés europeo, pero en 2019 perdió esa categoría. Y es coherente, porque estamos apostando por la renovable. La paralización se ha hecho en un momento en el que se plantea qué quiero ser para 2030, qué necesito, qué inversiones... Se estudia la posibilidad de usar esas infraestructuras para transportar gas renovable.

R. ¿Las inversiones en eólica y solar son otra vía de crecimiento?

R. Evidentemente. La transformación ocurre en todo el sector. Nadie se está planteando invertir en otra tecnología para generar electricidad que no sea renovable, por sostenibilidad y rentabilidad.

R. Y con las alianzas y compras anunciadas, ¿qué se busca?

R. En un escenario también tan incierto, el riesgo es muy elevado. La forma de invertir en el hidrógeno, por ejemplo, es a través de estos ecosistemas porque es todavía una tecnología cara. Es también el momento de trabajar en I+D+i para que el desarrollo tecnológico nos permita llegar antes y a un menor coste.

R. ¿Ha quedado satisfecho el sector con el recorte final de la retribución?

R. No estamos satisfechos, pese a ser inferior, porque no compartimos la justificación de la CNMC de una aparente sobrerretribución en la actividad de distribución; tampoco lo demuestra. Más allá del recorte, no entendemos por qué hay recorte. Y nuestra primera queja, y el regulador nos tenía acostumbrado a ello, no nos han escuchado.

No estamos satisfechos con el recorte de retribución a la distribución, pese a ser inferior

R. ¿Contemplan recurrir?

R. Vamos a esperar a ver cómo sale en el BOE. Si hay algún componente jurídico que se pueda recurrir. Probablemente, la decisión como Sedigas no la tomemos, pero estaremos atentos a lo que digan nuestros asociados.

R. Si se mantiene, ¿cuál será el impacto?

R. Ya se han parado las inversiones de desarrollo en la red, y lo que supone en el empleo, tras el anuncio de Madrileña Red de Gas, Naturgy y Nortegas, las más afectadas.

R. ¿Inquieta también el recorte de primas a la cogeneración anunciado recientemente?

R. Nos tiene preocupados, el impacto es muy relevante. Las primas se han actualizado en base a una serie de parámetros, por ejemplo, el precio del pool, para el que han utilizado como referencia los de los últimos meses de 2019 en lugar de los de enero, y la diferencia es una reducción de 12 euros el megavatio hora. Si se hicieran de nuevo esos cálculos, el ajuste sería distinto. La demanda de gas de la cogeneración es de 40-50 teravatios, prácticamente el 20% del consumo industrial. Sniace ya anunció un cierre potencial, y si la cogeneración clausurara, el sistema gasista dejaría de ingresar 200 millones de euros. Está en juego la competitividad de una parte muy importante de la industria.