El proyecto de la energética portuguesa EDP para garantizar el futuro del grupo I de la térmica de Aboño (dejará de quemar carbón para consumir gases siderúrgicos) supondrá una inversión de 120 millones y las obras, que se prevén iniciar entre este año y primer semestre de 2021, estarán acabadas entre 2022 y 2023. EDP sigue trabajando en proyectos eólicos marinos en Asturias y sopesa aplicar en Soto de Ribera una tecnología de co-combustión de gas natural e hidrógeno. El grupo no prevé más desinversiones en el actual plan estratégico (2019-2022) tras la venta a Total de los pequeños clientes España (1,2 millones, de ellos 500.000 en Asturias) y dos ciclos combinados en Navarra, explicó Rui Teixeira, consejero delegado de EDP España.
-¿ Por qué EDP ha vendido a la petrolera francesa Total dos de sus negocios en España?
-La operación encaja en el plan estratégico 2019-2022 que anunciamos hace un año y con el que pretendemos ser líderes en la transición energética con una mayor implantación en energías renovables, y a la vez mantener las ratios de apalancamiento para seguir teniendo calificación crediticia en grado de inversión. Las inversiones previstas hasta 2022 suman 12.000 millones y para financiarlo planteamos dos vías: la rotación de activos (construir parques eólicos y solares y vender una participación en ellos) y acometer desinversiones. Las desinversiones también nos permiten reequilibrar el perfil de riesgo, reduciendo la exposición a los precios del "pool" de los ciclos combinados y centrales hidráulicas. Por eso vendimos seis plantas hidroeléctricas en Portugal por 2.200 millones y decidimos desprendernos de un ciclo combinado en Portugal o en España.
- ¿Por qué se hizo en España?
- Total nos planteó la compra de un ciclo combinado en España y nuestra cartera de pequeños clientes porque no sólo quieren tener generación sino una posición comercial importante en el país, como hizo Repsol con Viesgo. Valoramos la propuesta y vimos que tenía sentido. El acuerdo evidenció el valor de nuestra plataforma de negocio. Total no quiere sólo los usuarios sino un equipo profesional y una plataforma que han tenido éxito. Con el acuerdo nosotros cumplimos con el doble objetivo de lograr el reequilibrio el riesgo y financiar el plan de inversiones.
- ¿Cuál será la estrategia de EDP a partir de ahora en Asturias y en España?
-En España mantenemos el negocio de grandes clientes industriales y seguimos con todo nuestro potencial. Y tenemos grandes expectativas como palancas de crecimiento en los negocios de movilidad eléctrica y de solar distribuida. La regulación nos permitirá crecer en la instalación de paneles solares (hemos creado un equipo para ello) y tener con ellos más implantación en el Sur y Este de España.
- ¿Podría haber ventas de plantas hidráulicas y ciclos combinados en Asturias?
-No. Con las ventas ya realizadas hemos logrado el objetivo que nos habíamos planteado en el plan hasta 2022 e incluso hemos ido más allá del objetivo inicial de desinversión. Con las ventas ya hechas, cumplimos el plan.
- ¿En qué estado está el plan de reforma del grupo I de la térmica de Aboño para que queme gases siderúrgicos en vez de carbón y garantizar con ello su continuidad más allá del horizonte que se le otorga al mineral?
-Es un proyecto importante para EDP y es un ejemplo claro de economía circular y de transición justa. ArcelorMittal tiene una posición estratégica de seguir en Asturias y en Gijón, y la planta de Aboño tiene la singularidad de su cercanía a la factoría siderúrgica y tanto en España como en la UE vamos a tener que dejar de quemar carbón. Es por ello la mejor opción para quemar gases siderúrgicos (de hecho, ya lo hace parcialmente) y un pequeño porcentaje de gas natural por razones técnicas. Estamos desarrollando el proyecto aunque a causa del covid ahora va un poco más lento.
- ¿Cuánta será la inversión y cuándo prevén iniciarla?
-Será una inversión importante: 120 millones. Si todo va bien con la tramitación, deberíamos iniciar la conversión de la planta entre fines de este año y el primer semestre de 2021.
- ¿Cuándo estaría finalizada?
-Si todo va bien, en 2022 o 2023 deberíamos tener la planta totalmente operativa.
- ¿Tiene ya fecha de cierre para los otros dos grupos de carbón (Aboño II y Soto de Ribera III) para cumplir con los objetivos de descarbonización?
-No hemos tomado la decisión. En 2019 ya reconocimos la pérdida de valor en libros de ambas instalaciones y asumimos las pérdidas. Será el mercado el que decida cuando se cierra. Red Eléctrica Española (REE) nos ha pedido que mantengamos por ahora las térmicas de carbón de Asturias porque siguen siendo necesarias para dar estabilidad a la red.
- ¿Prevén sustituirlas por nuevas instalaciones? ¿Cómo van los proyectos de parques eólicos marinos y de aprovechamiento de hidrógeno en Asturias?
-El desarrollo del componente técnico está superavanzado. No quedaremos parados a que haya que cerrar plantas sino que estamos buscando tecnologías alternativas que tengan sentido y sean viables. Tenemos unos emplazamientos (Soto de Ribera y Aboño II) que deberíamos aprovechar bien con tecnologías de almacenamiento o con hidrógeno. La eólica marina flotante puede ser una opción en Asturias, Galicia y Canarias. Ya tenemos un parque marino con tres máquinas en el Norte de Portugal y estamos en conversaciones con el Gobierno de Asturias y el Ministerio para aplicarlo en España. Falta ver en qué entorno y en qué condiciones.
- ¿Y la opción del hidrógeno?
-Estamos valorando un sistema de co-combustión de gas natural e hidrógeno. Lo estamos aplicando en un ciclo combinado en Portugal y, si va bien, podríamos aplicarlo en Asturias, sobre todo en Soto de Ribera. Aboño II es otro emplazamiento al que deberíamos buscar un uso alternativo. Estamos analizando opciones.
- ¿Seguirán siendo un operador relevante en España?
-Ya lo somos y lo seguiremos siendo. El negocio vendido a Total representa el 2% del promedio de nuestros resultados de los cinco últimos años. Mantendremos el 98% restante. Y en Asturias seguiremos siendo una empresa clave, con 1.000 empleados si sumamos EDP Renovables. Desde 2003 hemos duplicado la potencia instalada, seguimos invirtiendo en redes (tenemos la mejor calidad de suministro) vendemos 14 teravatios/hora a grandes clientes y seguimos teniendo accionistas asturianos de referencia: Masaveu y Liberbank.
- ¿Cómo valora EDP su experiencia en Asturias al cabo de casi 20 años de la compra de HC?
-Superpositiva. Si volviésemos a 2002 la decisión debería ser la misma que tomamos en su día. Sin ninguna duda. La relación con todos los agentesy partes interesadas ha sido buena y tenemos un equipo superprofesional, técnicamente muy bueno y muy creativo.
-¿La transición energética es una oportunidad?
-No tengo ninguna duda. Y es inevitable. Ocurrirá sí o sí. No es una decisión de un país, sino de Europa.Y tras el Covid, la UE está planteando la transición energética como una palanca de recuperación económica. Esto está en línea con la estrategia de EDP. Hay que electrificar más la demanda energética.
-La Administración Trump ve con recelo la presencia accionarial china en EDP. ¿Temen vetos a la elevada implantación del grupo en EE UU?
-Estamos desarrollando nuestro negocio en EE UU de modo normal. En todos los países cumplimos sus normas y requisitos. Y seguimos teniendo a EE UU como principal mercado de crecimiento en renovables: dos tercios de la inversión total hasta 2022.
-¿Cuáles son los países prioritarios para EDP?
-En los que podamos tener una posición relevante en renovables, en los que los recursos eólico y solar sean competitivos y en los que la regulación sea estable y podamos hacer contratos de suministros energético a largo plazo. Europa, América del Norte, Brasil son un ejemplo. Y buscamos mercados nuevos.
-¿Prevé una crisis corta o larga por el covid?
-Hubo una caída de la demanda en los dos últimos meses del 17% a 18% en las peores semanas y del 5% al 6% en el acumulado del año, pero ya empezó a recuperarse._Ya veremos la velocidad e intensidad. En EDP nos hemos protegido con contratos de futuro para que no nos afecte la caída de los precios.
