Redexis, una de las principales compañías de infraestructuras energéticas en España, se encuentra en plena metamorfosis. La transición energética no es una opción y la compañía ha decidido tomar posición en el tablero con una apuesta firme por los gases renovables.

Para Fidel López Soria, su consejero delegado, el gas natural seguirá siendo “imprescindible durante mucho tiempo”. Pero el futuro -e incluso parte del presente- pasa por otras moléculas: el biometano y el hidrógeno verde.

En el caso del biometano, el tren no está a punto de llegar, ya está pasando. España tiene billete preferente: es uno de los países con mayor potencial de Europa y podría movilizar más de 40.000 millones de euros en inversión. Pero corre el riesgo de quedarse en el andén si no se activan ya políticas decididas y marcos regulatorios estables que permitan su despliegue.

De hecho, con ese objetivo, Redexis y otros actores del sector han puesto en marcha la plataforma Gas Verde, Sí, un punto de encuentro entre productores, consumidores, el mundo rural y la industria que quiere convertir el biometano en una realidad palpable.

En esta entrevista con EL ESPAÑOL-Invertia, Fidel López Soria desgrana la hoja de ruta de la compañía, las claves de esta nueva alianza y el papel que jugarán el biogás, el hidrógeno y el gas natural en el nuevo ecosistema energético que ya se está construyendo

¿Con qué propósito nace Gas Verde, Sí?

Gas Verde, Sí es una plataforma transversal que busca el apoyo de distintos sectores: consumidores, el sector agrario, fabricantes de calderas y equipos de aerotermia, así como distribuidores, que actúan como nexo entre la producción y el consumo. Todos ellos comparten un objetivo común: impulsar la promoción del biometano, lo que nosotros denominamos gas verde.

España tiene un gran potencial en este ámbito, pero también un retraso considerable en su desarrollo. Aunque somos el tercer país con mayor potencial de Europa, actualmente sólo hay 15 plantas de biometano, frente a las más de 700 de Francia, las 250 de Alemania o más de 100 en otros países.

La Asociación Europea del Biogás (EBA) sitúa en un reciente informe a España a la cabeza en inversión prevista para biometano, pero el avance sigue siendo muy limitado. ¿Qué frena su despliegue?

Uno de los principales problemas que estamos viendo -y lo sufrimos de primera mano, ya que somos una empresa tanto de redes de infraestructura como de producción de biometano- son los retrasos administrativos y de permisos.

Actualmente, la tramitación para poner en marcha una planta puede tardar más de tres años, lo que frena seriamente el desarrollo del sector. Es necesario establecer procesos administrativos más ágiles, con suficientes recursos para que los trámites no sean un cuello de botella.

También sería estratégico establecer cuotas vinculantes. Hablamos de cuotas obligatorias para que el biometano producido se destine preferentemente a sectores difíciles de descarbonizar, como por ejemplo el sector residencial. Esto permite que ese gas renovable se quede en el país y contribuya a descarbonizar nuestros propios sectores.

Hoy por hoy, se está viendo que parte de ese gas verde termina exportándose porque, a diferencia de España, en países como Alemania ya existen mecanismos que incentivan la demanda.

¿No reclaman ayudas?

No, no estamos pidiendo subvenciones ni precios regulados para el desarrollo del gas verde. Lo que solicitamos son instrumentos eficaces que ayuden a descarbonizar España con el propio biometano que se produce aquí.

Lo que pedimos es apoyo institucional dentro de las políticas energéticas, mediante marcos regulatorios claros, previsibles y eficaces, junto con estructuras administrativas que funcionen bien.

Tenemos que pasar de las buenas palabras a los hechos, especialmente en política y en los esquemas regulatorios. El potencial de España está ahí y el tren puede pasar de largo si no actuamos.

La nueva guía publicada de Bruselas para la Directiva sobre la Eficiencia Energética de los Edificios abre el futuro de las calderas alimentadas con biometano. ¿Qué oportunidad representa esto para España?

La primera gran ventaja, y probablemente la más importante para muchos sectores, es que el consumidor no tiene que cambiar sus equipos. Es decir, se puede descarbonizar utilizando las mismas calderas que ya están instaladas en los hogares.

Esto es fundamental para el sector residencial, ya que evita tener que invertir en tecnologías más costosas como la aerotermia, que puede llegar a costar hasta 15.000 euros.

La segunda ventaja clave es que el gas verde permite valorizar residuos del sector agrario, como las más de 120 millones de toneladas de residuos orgánicos que se generan anualmente. Esto no sólo resuelve un problema ambiental, sino que también crea valor para el campo.

Además, el desarrollo del biometano genera empleo. Estimamos que, si se aprovechara todo el potencial, se podrían crear más de 20.000 puestos de trabajo. También se atraerían inversiones de gran magnitud, especialmente en la España rural y despoblada, donde podrían movilizarse más de 40.000 millones de euros para la construcción de plantas y toda su cadena de valor industrial asociada.

En cuanto al tema específico de las calderas, es un punto clave para nosotros. Las nuevas directivas europeas están claramente apoyando el uso del biometano, y esto es una prueba de ello: las calderas actuales podrán seguir utilizándose y se considerarán renovables, siempre que se alimenten con una fuente de energía renovable como el biometano.

¿Cómo ha evolucionado el interés por el biometano en los últimos años y la construcción de puntos de inyección?

El interés ha crecido claramente. Los desarrolladores y promotores de proyectos ven el biometano como una solución viable, y eso se refleja en un aumento notable de peticiones.

En nuestro caso ya tenemos firmados 37 contratos de inyección de biometano. Estos contratos implican un compromiso concreto por parte de los promotores: nos entregan un aval económico, lo que demuestra que hay intención real de ejecutar los proyectos. Representa un 37% del total de contratos de biometano en España, lo cual es muy relevante considerando que nosotros representamos solo el 8% del sector.

¿Cómo ha evolucionado el coste del biometano en comparación con el del gas natural convencional?

Actualmente, el coste del biometano depende de dos factores: la materia prima y la prueba de sostenibilidad, que refleja las emisiones evitadas al tratar los residuos. El precio varía según la oferta y la demanda, pero ahora mismo el coste es suficientemente atractivo como para que se esté desarrollando el mercado de producción.

En nuestro caso, de los 37 proyectos firmados, ya tenemos dos en operación. A finales de este año habrá cinco en funcionamiento y a finales del año que viene, esperamos tener más de 20 operativos.

Cuando estén todos en marcha, podríamos descarbonizar más del 80% de nuestra demanda residencial. Esto confirma que el biometano no sólo es una energía disponible, sino que está en un momento de fuerte desarrollo.

¿Cómo estáis viendo la oposición social?

Yo creo que, a día de hoy, no se ha formado una oposición social relevante. Y hay dos elementos clave para evitar que crezca.

El primer elemento es el diálogo y transparencia. Es fundamental explicar bien los beneficios del biometano, no sólo a nivel nacional, sino también a nivel local: generación de empleo, solución al problema de gestión de residuos agrarios, etc.

El segundo punto es desarrollar proyectos con sentido. Es decir, plantas con el tamaño adecuado para tratar los residuos reales de cada zona, suficientemente alejadas de núcleos de población y que cumplan los máximos estándares medioambientales: tratamiento de olores, residuos, emisiones, etc.

Es importante que se vea que no suponen un problema para la salud pública. En Europa, por ejemplo, ya hay más de 15.000 plantas de biogás y unas 2.500 plantas de biometano entre operativas y en tramitación. Por tanto, es una tecnología conocida, probada y segura.

¿Qué potencial tiene España?

Según estudios de Sedigas, España podría albergar hasta unas 2.000 plantas si se desarrollara todo su potencial. Nosotros tenemos 20 plantas en tramitación más o menos avanzada.

Además, hay que tener en cuenta cómo se captura ese potencial para descarbonizar la demanda en España. Se pueden construir plantas, pero lo esencial es que el biometano se consuma aquí. Para eso hacen falta medidas regulatorias, como cuotas obligatorias de biometano en el consumo de gas natural.

¿Estas 20 plantas en tramitación avanzada, qué volumen de inversión suponen?

Cada planta supone, de media, unos 20 millones de euros de inversión. En total, estaríamos hablando de unos 400 millones de euros.

¿Cómo conviven el biometano y el hidrógeno verde?

España (y también Europa) necesita ambos. A muy corto plazo, tanto en producción como en consumo, el biometano tiene una aplicación directa.

Se puede utilizar toda la infraestructura que tenemos, incluidos los 80.000 kilómetros de red de distribución y transporte. Es una oportunidad inmediata, que ya se está desarrollando y además tiene un coste más asequible.

El hidrógeno verde, por su parte, tiene todo el potencial a largo plazo y es una gran solución para ciertos sectores como la industria pesada o el transporte.

Creo que su desarrollo se empezará a dar en los valles del hidrógeno, lugares donde ya hay grandes consumidores de hidrógeno gris: refinerías, fertilizantes, acerías... Ya estamos en conversaciones con algunos de esos clientes, viendo cómo hacer esa transición y diseñando las infraestructuras de transporte necesarias.

A partir de ahí, se irá extendiendo a otras zonas. La gran incógnita es el ritmo con el que ese desarrollo ocurrirá.

¿Qué planes tiene Redexis en el negocio del hidrógeno verde?

Ya estamos presentes en toda la cadena de valor del hidrógeno: en la producción, con una planta de hidrógeno verde en Garray (Soria) y en el transporte, por ejemplo con el proyecto de inyección de hidrógeno verde en la red en Mallorca.

En Mallorca tenemos la mayor instalación de blending (mezcla de hidrógeno con gas natural) en toda Europa. Esta instalación inyecta directamente en la red de transporte de la isla, por lo que cualquier cliente en Mallorca puede utilizar ese gas mezclado.

En el sector del transporte también estáis desarrollando proyectos de hidrógeno en Algeciras, Zaragoza y Cartagena...

Sí, dentro del área de transporte estamos analizando distintos proyectos para conectar zonas de producción con zonas de consumo. Justamente en esas tres zonas: Algeciras, Zaragoza y Cartagena. En total, tenemos unos diez proyectos en análisis.

Algunos están pensados para conexión directa con clientes; otros para distribución; y otros para transporte más a gran escala.

¿El gas natural seguirá siendo necesario en este proceso de transición?

El gas seguirá siendo necesario durante mucho tiempo, principalmente porque una electrificación total de la economía no es viable. Las industrias son las principales consumidoras por volumen, y muchas de ellas seguirán necesitando gas a medio plazo.

De hecho, algunas industrias nuevas que se están implantando en España requieren conexión energética, y en todos los casos les damos una solución rápida y segura. A diferencia de la red eléctrica, en gas no hay restricciones para nuevas conexiones.

Además, el gas aporta seguridad de suministro, tanto a nivel industrial como residencial. El sistema español es muy robusto y diversificado, y ha demostrado su resiliencia incluso en crisis recientes.

¿Qué retribución esperan para el próximo periodo regulatorio?

Se debe aplicar la nueva metodología aprobada, y todavía estamos en fase de análisis. A nivel general, creemos que debería ser superior a la actual. Estamos revisando el borrador para presentar nuestras observaciones técnicas.

En el periodo regulatorio actual hemos sufrido un recorte importante: 240 millones sobre los 1.400 millones de retribución anual, más otros 220 millones por menor demanda de la prevista, y a eso se suma una inflación acumulada del 20% (y del 40% en el índice de precios industriales). En total, nuestra retribución ha caído un 20% desde 2021, mientras que en países como Francia, Alemania o Italia, las empresas similares han visto aumentos de más del 20%.

Por eso pedimos tres cosas: que no haya más recortes, que se actualicen las cifras por inflación y que se reconozca el papel del gas en la seguridad del suministro, ya que mantenemos los mismos costes para asegurar disponibilidad cuando se necesita.

¿Será necesaria una retribución regulada para el transporte y distribución de hidrógeno verde y biometano?

Creemos que es necesario un esquema de apoyo estable y predecible. Especialmente para el biometano, es fundamental el papel de las empresas de red, que son quienes hacen posible la conexión entre oferta y demanda. La retribución adecuada de estas actividades es clave.

Con este panorama, ¿cuál es la estrategia de Redexis para adaptarse a esta transición y al vuelco del negocio gasista?

Nuestra estrategia sigue siendo clara y enfocada al negocio de infraestructuras de transporte y distribución. Tenemos tres vectores principales.

Primero, la adaptación a las renovables. Ya hemos firmado 37 nodos de inyección de biometano, y tenemos 50 más en cartera. Esto implica cambios en la gestión de la red, haciéndola más flexible, y colaboración con productores para facilitar las conexiones.

Fundamental para nosotros es el vector de la digitalización. Estamos invirtiendo en contadores electrónicos y en procesos internos para mejorar la eficiencia y el servicio al cliente.

Y en tercer lugar, el crecimiento industrial. Aún hay margen de crecimiento en el segmento industrial. Estamos trabajando con nuevos clientes para ofrecer soluciones energéticas y abrir conversaciones sobre cómo descarbonizar sus procesos.