João Faria Conceição, COO y director ejecutivo de REN: “Tendría sentido que la propuesta de España y Portugal a la reforma del mercado mayorista fuera común”

João Faria Conceição, director ejecutivo de REN, el operador de red y del sistema eléctrico y de gas en Portugal, nos hizo un hueco en su apretada agenda durante el ‘Día del Hidrógeno’, evento organizado por Enagás. Con él hemos hablado de los planes del país luso en hidrógeno, electricidad y gas, y en materia energética con España.

¿Cuáles son los planes de inversión de REN en Portugal en materia de hidrógeno?

Los objetivos que tenemos en hidrógeno son muy ambiciosos y, como tal, tenemos la responsabilidad de crear las infraestructuras necesarias para cumplirlos. El proyecto más importante es la interconexión entre el municipio portugués Celorico a Beira y Zamora (CelZa), incluido dentro del proyecto H2Med. Estamos hablando de una inversión, por el lado portugués, de unos 200 millones de euros. En el municipio de Sines también se están haciendo varios proyectos industriales, muchos de ellos con producción de hidrógeno, y la previsión es hacer un hidroducto para conectar a los productores de hidrógeno con los consumidores. En tercer lugar tenemos una importante misión. La Estrategia Nacional de Hidrógeno en Portugal pasa por un periodo de desarrollo del hidrógeno que no supone la creación directa de infraestructuras de hidrógeno, sino utilizar las existentes de gas natural y permitir lo que se llama el blending. Portugal ha fijado como objetivo tener un 5% de blending hasta 2025 y un 10% a partir de 2030. Portugal tiene una infraestructura de almacenamiento subterránea (Carriço) compuesta por seis cavidades de almacenamiento de gas natural en una formación salina natural. Estamos haciendo muchos estudios y algunas adaptaciones para permitir, en una primera fase, que el blending se pueda extender a esta infraestructura de almacenamiento, con el objetivo de ganar experiencia y preparar la fase siguiente para que en estas cavidades se pueda almacenar solo hidrógeno.

¿Van a desarrollar nuevos almacenamientos de gas?

La idea es construir dos nuevas cavidades que estén preparadas para almacenar hidrógeno 100%. Podrían estar en operación entre 2026-2027 por un coste total en torno a los 100 millones de euros.

¿Piensan incentivar la demanda de hidrógeno?

Portugal está preparando su primera subasta de hidrógeno para este 2023, para un volumen de 120 GWh a un precio de 127 €/GWh, con contratos a 10 años a partir de la fecha del primer suministro. La Comercializadora Mayorista de Último Recurso funcionará como comprador único de este volumen a los respectivos productores.

¿Cuáles son los cuellos de botella del desarrollo del hidrógeno renovable?

Diría que uno de ellos es la propia red, no solo la de gas, sino también la eléctrica. La apuesta por el hidrógeno verde requiere tener detrás una capacidad de generación renovable eléctrica para generar la electricidad que los electrolizadores necesitarán para producir el hidrógeno. Estamos hablando de una relación de 1,5 a 2 veces más la capacidad de los electrolizadores, dependiendo del mix de renovables, y por eso hay que tener red, no solo para el transporte y distribución del hidrógeno y para conectar los consumidores y productores de hidrógeno, sino también puntos de conexión de red eléctrica para que las renovables puedan inyectar. Otro cuello de botella es el tema de los equipos. En los contactos que tenemos con los potenciales promotores de proyectos de hidrógeno, nos comentan que no está siendo nada fácil tener acceso a los equipos de electrolizadores, ya que mucha de la capacidad de producción de este tipo de equipos ya está reservada, principalmente para proyectos en EEUU. Otro aspecto relevante, que más que un cuello de botella es un reto, es tener algún market maker o entidad que promueva la compra de los proyectos que se están haciendo de hidrógeno para crear el volumen necesario y la masa crítica para que se desarrolle este mercado.

¿En qué proporción mejorarán los costes del hidrógeno?

Desde REN decimos que todo este cambio que se está haciendo a nivel energético en el mundo tiene que ser sostenible. Cuando hablamos de sostenibilidad no solo nos referimos a la parte ambiental, sino también a la parte técnica. La idea es poder llegar a precios de 40-50 €/MWh a partir de 2030 para que el hidrógeno sea competitivo y no estemos desarrollando un producto muy interesante en términos de seguridad e independencia energética en Europa, pero que resta competitividad económica y financiera a la economía europea.

Además de ser el operador de red y el operador del sistema del sector del gas, REN hace las mismas funciones en el sector de electricidad. ¿A qué retos se enfrentan?

Por la parte de electricidad, nos espera mucha carga de trabajo en la próxima década. Por un lado, tuvimos que afrontar el reto de crear las condiciones necesarias para los planes portugueses en renovables para alcanzar los 10 GW en solar y pasar de los 5 GW de eólica a los 9 GW con repowering de los parques existentes. Portugal tiene mucha más solar que estos 10 GW, cuando la punta de consumo es de 10 GW; es decir, tenemos niveles de producción bastante por encima de las puntas de consumo. En estos momentos, las peticiones de conexión solar están muy por encima de lo que se esperaba. Por otro lado, tenemos los planes del Gobierno portugués de lanzar una subasta de eólica marina para alcanzar los 10 GW en 2030. También tenemos el reto de priorizar la capacidad de obtención de las licencias (tanto las energéticas como las ambientales) y después la capacidad de ejecución. Después de años de baja inversión, de repente todo el mundo quiere red de gran capacidad y lo que pasa es que nuestros proveedores de construcción no están preparados para dar respuesta a estos volúmenes.

¿Cómo van las interconexiones eléctricas entre España y Portugal?

La próxima que toca poner en marcha es la interconexión Minho-Galicia. El objetivo es tenerla en operación a finales de 2024.

España y Portugal han pedido a Bruselas prorrogar la ‘excepción ibérica’. ¿Cómo valoran el funcionamiento de esta medida?

A nosotros no nos impacta directamente. No obstante, creo que está dando resultados positivos y que la Comisión Europea debería pensar si permitir la continuación. Portugal ha tenido un reto importante con la sequía al haber decidido no tener carbón. No tenemos carbón desde noviembre de 2021. Afortunadamente ha empezado a llover y hemos recuperado la capacidad hídrica que garantiza la seguridad de suministro.

La Comisión Europea está a punto de lanzar la consulta sobre la reforma del mercado mayorista. ¿Cómo lo ven?

Portugal se está articulando con España porque tenemos un mercado mayorista común, de manera que tiene sentido que las propuestas sean comunes. Hay cambios que son necesarios. Unos pueden pensar que deben ser más agresivos y otros que menos, pero hay una cosa evidente que se ha demostrado en los últimos meses. Cuando la penetración de renovables es muy elevada, el sistema como está con base de un precio marginal, tiene riesgos, porque tú tienes un montón de energía que tiene, teóricamente, sus costes variables, que son cero o próximos a cero, y después tienes unas tecnologías que tienen sus costes variables altos, y esas segundas tecnologías están siendo cada vez menos utilizadas en la media y, como tal, si no tienen otra forma de remuneración, lo van a intentar maximizar cada vez que tienen que funcionar. Como el precio marginal es aplicada a todo, está trasladando este efecto a todo el mercado. El desarrollo de las renovables tiene este potencial problema y en los últimos meses eso se ha tornado evidente porque los ciclos combinados estaban teniendo un efecto sobre todo el resto que debería estar desacoplado de esto.

REN recortó el dividendo el año pasado y contáis con un potente inversor español que es Amancio Ortega. ¿Qué la experiencia?

Los accionistas entendieron ese corte de dividendo y se aprobó. Respecto a la presencia del señor Amancio Ortega, estamos muy satisfechos.

¿Podría REN en algún momento tener mezcla en el accionariado con Enagás?

Sí, se ha pensado, aunque en la práctica nunca se ha concretado. La relación con Enagás -al igual que sucede con red Eléctrica- es muy buena y nunca se sabe lo que puede pasar.