En una entrada previa (ver aquí) comenté varios asuntos relacionados con el despliegue del hidrógeno verde como nuevo vector energético. Aunque no ha transcurrido mucho tiempo, ha habido algunas novedades. Por un lado, han comenzado a anunciarse los primeros proyectos que recibirán subvenciones desde el PERTE asociado al hidrógeno. Por otro lado, se ha presentado el primer proyecto de interconexión de hidrógeno entre España y Francia, el conocido como proyecto H2Med. En esta entrada comento algunas cuestiones básicas sobre esta última cuestión, diferenciando para ello entre dos aspectos. En esta primera parte explico cuál es la base regulatoria que rige el proceso de construcción de infraestructuras de interconexión en la Unión Europea. Posteriormente, en una segunda parte apuntaré cuáles son algunas de las incertidumbres en el caso específico de la nueva interconexión que se propone.
La norma básica de regulación para las infraestructuras de interconexión energética en la Unión Europea es el Reglamento TEN-E (Trans-European Network for Energy), cuya versión de 2013 ha sido modificada en julio de 2022 (Reglamento EU/2022/869). Esa modificación ha traído algunas novedades, siendo tres de ellas particularmente relevantes: se han introducido nuevas categorías de infraestructuras (por ejemplo, redes de hidrógeno y electrolizadores), se intenta acelerar la provisión de permisos administrativos para las nuevas infraestructuras de interconexión y ya no se integran las interconexiones de redes de gas natural. La excepción a esto último, además del tratamiento particular para Malta y Chipre, es que se contempla un periodo transitorio para apoyar la introducción de mezclas de gas natural con gases renovables en redes de gas ya existentes que se reconviertan (el llamado blending).
El nuevo Reglamento de TEN-E da un mandato a la Comisión Europea (CE) para que esta desarrolle nuevas metodologías de análisis coste-beneficio (CBA) para algunas de las nuevas categorías como, por ejemplo, para electrolizadores y redes de carbono. Esas metodologías han sido desarrolladas por el Joint Research Centre y se encuentran actualmente en periodo de consulta pública. En el caso de redes para el transporte de hidrógeno, el Reglamento TEN-E da un mandato a ENTSO-G (la red de operadores europeos del sistema gasista) para que desarrolle, antes de abril de 2023, la metodología correspondiente. Téngase en cuenta que, hasta ahora, las metodologías para el análisis de las interconexiones de gas y electricidad han sido desarrolladas por ENTSO-G y ENTSO-E (la red de operadores de electricidad), quienes también actualizan, cada dos años, el plan de desarrollo de la red a diez años (Ten-Year Network Development Plan, TYNDP). En el TYNDP se recogen los escenarios que deben utilizarse en los análisis para el despliegue de nuevas redes en relación con parámetros básicos como precios, demandas, desarrollos tecnológicos, etc. Tradicionalmente, el desarrollo del TYNDP de electricidad y gas se hacía de modo separado, pero la regulación europea ha obligado a la coordinación entre ambos, de modo que ahora mismo existe un solo documento con escenarios comunes para el conjunto del sector energético. El más reciente puede consultarse aquí.
Las infraestructuras transfronterizas pueden recibir ayuda financiera del fondo CEF (Connecting European Facility). Hasta ahora, las mayores ayudas concedidas han sido para la sincronización de los sistemas eléctricos de los países bálticos (720 M€) y para la conexión eléctrica submarina entre España y Francia (578 M€). De hecho, la mayor parte de las ayudas se han concedido para las interconexiones de electricidad. Una revisión de los proyectos financiados puede verse aquí. Para poder optar a esas subvenciones del CEF, el proyecto de interconexión que se quiere promover tiene que haber sido incluido previamente en una lista de Proyectos de Interés Común (PCI, usando el acrónimo en inglés), que a partir de ahora se va a complementar con una lista de Proyectos de Interés Mutuo (PMI) para aquellos proyectos que impliquen una interconexión con estados no miembros. Cada lista de PCI (una o dos listas cada año) es una Decisión Delegada y se basa en la evaluación previa de los proyectos presentados por parte de grupos regionales. Hay que tener en cuenta que estar en la lista de PCI no garantiza recibir financiación europea. Las listas pueden consultarse aquí.
Para que un proyecto sea incluido en una lista de PCI (o PMI) sus beneficios potenciales totales deben superar todos sus costes a largo plazo. La norma establece que deben computarse todos los beneficios, aunque algunos sean difíciles de cuantificar. De ahí que haya valoraciones cuantitativas pero, también, cualitativas. Por ejemplo, los beneficios asociados a la instalación de electrolizadores (que pueden recibir financiación del CEF para el estudio del proyecto, pero no para su ejecución) incluye computar sus efectos sobre las emisiones de gases de efecto invernadero, sobre la inclusión de hidrógeno en el sistema, sobre el uso de combustibles sintéticos, sobre la reducción de la demanda no satisfecha de hidrógeno y de los vertidos de renovables, sobre los mercados de electricidad y sobre posibles ahorros en otros sectores.
Naturalmente, la financiación europea que pueda recibir un proyecto de interconexión solo cubre una parte del coste del mismo, con un máximo del 50%. El resto lo pagan los consumidores de los estados que se benefician de esa nueva infraestructura. En la práctica, aunque seguramente pueda haber impactos netos positivos sobre terceros países, los países que lo pagan son los que se interconectan, habitualmente dos. Esos países deben alcanzar un acuerdo para la distribución transfronteriza de sus costes, que es condición necesaria para la petición de fondos al CEF. Esa asignación de costes entre países se basa en un análisis CBCA (Cost-Benefit Cost Allocation) y debe ser acordada, en el caso de una interconexión entre España y Francia, por las autoridades nacionales de regulación española (CNMC) y francesa (CRE). Se contempla también la posibilidad de que la decisión de asignación de costes sea realizada por la Agencia Europea (ACER) en el caso de que las autoridades nacionales no alcancen un acuerdo, como ya ocurrió en el caso de una interconexión de gas entre Polonia y Lituania (ver aquí).
Naturalmente, acordar qué paga cada país depende de cuáles son los costes incurridos y de los beneficios que cada uno pueda obtener. Este es un asunto complejo que requiere elaborar escenarios futuros de oferta y demanda que, obviamente, son inciertos, así como un cómputo de los beneficios asociados a la infraestructura.
En el caso de España, ¿cómo se paga “nuestra” parte? Debe recordarse que las infraestructuras de interconexión son activos con retribución regulada, cuyos costes (inversión, operación y mantenimiento) son pagados por los consumidores. Esto implica que la Autoridad Nacional de Regulación (la CNMC) reconoce un coste de inversión, que se integra en la base de activos regulados y recibe una remuneración a lo largo de la vida regulatoria del activo con arreglo a una metodología predeterminada. En el caso del gas natural, la metodología de retribución de las redes de transporte y las plantas de regasificación viene fijada en la Circular 9/2019 de la CNMC, mientras que en el caso de las redes de transporte de energía eléctrica viene fijada en la Circular 5/2019 de la CNMC. El principio básico es que los peajes de acceso que pagan los consumidores han de ser suficientes para cubrir la retribución reconocida a la actividad.
Naturalmente, la circular relativa al gas natural no contempla nada en relación con posibles futuras redes de hidrógeno. De hecho, la regulación europea está ahora mismo en medio de una intensa discusión del llamado “paquete de gas”, que determinará la regulación futura del hidrógeno. Todo indica que la regulación que se aplicará al hidrógeno “mimetizará” en gran medida la aplicada al gas natural, con separación vertical entre el transporte y la gestión del sistema, y separación horizontal entre el gas natural y el hidrógeno. Una cuestión importante que puede ser distinta y que afectaría a la asignación de costes transfronterizos es la posible desaparición de los peajes en frontera para el caso del hidrógeno, aunque ese es un asunto incierto que va más allá del contenido de esta entrada.
El caso que puede servir de ejemplo sobre el procedimiento a seguir en una conexión como la del H2Med es el de la interconexión eléctrica del Golfo de Vizcaya, entre el País Vasco y Burdeos. Esta conexión constituye lo que se denomina una “instalación singular”, es decir, un activo cuya remuneración no depende de unos valores unitarios pre-establecidos (como una línea eléctrica normal o una torre), ya que es una instalación con características específicas que no la hacen comparable con otras. En este caso, tras la solicitud de inversión por parte de los dos promotores del proyecto (REE y RTE por parte de España y Francia, respectivamente) hubo una decisión conjunta por parte de la CNMC y la CRE (Commission de régulation de l’énergie) basada en el CBCA. Mediante esa decisión se acordó que inicialmente cada país aportaría el 50% de los costes de inversión, si bien se preveía una mayor asignación de la subvención procedente del CEF a Francia (aún incierta en ese momento) para compensar una peor situación del valor actualizado neto asociado a la inversión. Posteriormente, se reconoció en una resolución (véase aquí) una inversión por parte de REE por valor de 726,2 M€, que podría ser superada en un máximo del 25% tras la correspondiente auditoría. Sin embargo, en la actualidad parece existir discusión porque los costes de inversión inicialmente previstos en el proyecto se van a superar ampliamente.
En el caso de la interconexión gasista Midcat, la CNMC y la CRE no llegaron a realizar la asignación de costes transfronteriza (CBCA) porque el proyecto no fue aceptado en la etapa inicial, aunque estuvo en la lista de PCI durante varios años. La falta de madurez del proyecto y el hecho de que no respondiese a las necesidades del mercado fueron los argumentos principales para que ambas instituciones decidieran el rechazo de la solicitud de inversión del STEP (primera fase del MIDCAT) en 2019. En particular, el proyecto no había pasado satisfactoriamente varios tests de mercado, mediante los que se indagó en el interés comercial por la nueva capacidad de interconexión que se deseaba construir. A ese respecto, recuérdense dos cuestiones básicas: primero, quien construye y opera la infraestructura no compra ni vende el producto que transita por la misma, tan solo pone la infraestructura a disposición de terceros; segundo, una vez construida, la interconexión se remunera al promotor durante un largo plazo (vida regulatoria) con independencia de cuál sea su uso.
