Álvaro Lorente (Sener): "Los SMR pueden ser una gran oportunidad por nuestro conocimiento en almacenamiento de sales"

Si existe una compañía en todo el sector energético español que abandera la innovación esa empresa es Sener. La ingeniería, además, ha llevado su conocimiento por todo el mundo y ha participado en muchísimos proyectos energéticos en muchísimos ámbitos.

Desde el gas, su principal negocio, con el foco puesto en el diseño de ciclos combinados y plantas de GNL, hasta la eólica marina, pasando por la termosolar o el hidrógeno, Sener ha sido y es una referencia mundial.

El Periódico de la Energía ha tenido el privilegio de poder charlar con la persona que dirige todo lo que tiene que ver con la energía en el grupo ingeniero. Hablamos de Álvaro Lorente, director general de Sener Energía, con el que hemos repasado toda la actividad de la compañía.

¿Cuáles son los objetivos que tenéis en en el sector de la energía desde Sener? ¿Que queréis hacer, qué tenéis en mente?

En 2022 empezamos a tener una percepción de que el mercado estaba otra vez empezando a moverse en los sectores en los que tradicionalmente se ha movido Sener, porque, como te he dicho, entre 2015 y 2020, prácticamente no hubo ninguna inversión relevante en estos sectores tradicionales en los que venimos trabajando desde hace muchos años, que es la generación convencional, el gas natural y después las renovables y muy específicamente el sector termosolar. Bueno, ahí sabes que en Sener estuvimos muy activos desde el año 2004-2005. Toda la década hasta el año 2010, donde hicimos un montón de plantas termosolares en España, invertimos junto con Masdar de Emiratos Árabes, hicimos Torresol Energy e invertimos en tres plantas termosolares. Pero más allá de eso, hasta el año 2015-2016 estuvimos muy activos. Y a partir de ahí, ha tenido un declive completo. Y ahora prácticamente sólo hacemos mantenimiento de las plantas.

¿No os ha dado pena ese declive? Porque era una tecnología prácticamente made in Spain y que no se apoyara...

Sí, pero es que no conseguimos en su momento esa reducción de costes de inversión. Son plantas complicadas de operar, no son fáciles, Y entonces, hay otras energías renovables alternativas que han conseguido consolidarse mejor que la termosolar. Nosotros mantenemos cierta actividad termosolar con nuestros clientes y socios tradicionales que nos siguen pidiendo servicios de mantenimiento y estamos trabajando con ellos, pero no es una línea que la estemos impulsando ahora mismo. Nuestro negocio tradicional, donde nosotros hemos hecho mucho, es en ciclos combinados, cogeneraciones de alta eficiencia, y ahora estamos viendo un repunte relevante en Europa. De hecho, estamos haciendo varios ciclos combinados en Alemania y un ciclo combinado en Bélgica. Y estábamos bastante optimistas con la subasta de energía que había planteado Alemania, lo que pasa que entre las elecciones anticipadas y que el enfoque que le habían dado, tenía ciertas incertidumbres, sobre todo por la hibridación con hidrógeno, etcétera. Estamos viendo que es una subasta que se nos va a ir a finales de este año 2025 o a principios del 26. En Alemania sí está claro que va a haber nuevas inversiones, ciclos combinados, ya estén estos hibridados o no hibridados con hidrógeno. Hace un par de años anunciaron la necesidad de meter 30 gigavatios más de gas. Como sabes, casi la mitad de su mix de generación todavía sigue siendo carbón.

Hay un plan de 45.000 millones, creo recordar, para invertir en nuevos ciclos.

Sí, sí, lo que pasa que yo creo que estaba un poco mezclado también con la inversión que quieren hacer, con un hidroducto que se desarrolla a lo largo de la superficie de Alemania, pero bueno, sí que va a haber una inversión muy potente en ciclos y queremos estar.

Nosotros estamos muy bien posicionados. Hicimos ya un ciclo combinado con District Heating para Uniper en Dusseldorf y yo creo que hemos hecho un buen proyecto y hemos conseguido posicionarnos bien en Alemania y hay diferentes utilities que nos tienen en consideración. Estamos haciendo dos ciclos combinados en Stuttgart que también tienen District Heating para las municipalidades. Nosotros seguimos trabajando con vistas a a poder capturar parte de esos nuevos ciclos que se vayan a hacer en Alemania en los próximos cinco años. En gas natural estamos muy activos, estamos haciendo una expansión del terminal de Gate en Rotterdam y estamos iniciando la construcción de la terminal de almacenamiento y regasificación para German LNG en la localidad de Brunsbüttel, que está cerca de Hamburgo.

¿Ahí es donde han puesto o van a poner una regasificadora flotante?

No, no. Esta es la primera regasificadora terrestre de Alemania, que va a tener dos grandes tanques, en la que podrán descargar los grandes buques de GNL, con capacidad de regasificar unos 15 BCM, que es una importante cantidad ya que Alemania consume unos 90 BCM.

¿Para cuando estaría más o menos?

La planta debería estar razonablemente entrando en operación entre el 2027 y 2028. Es posible que quieran anticipar la puesta en marcha parcial de la instalación con, quizá alguno de los tanques, en lugar de los dos simultáneamente. Pero bueno, en Alemania hay previstos nuevos terminales de almacenamiento y regasificación y estamos optando a participar en ellos. Con lo cual, nuestro negocio tradicional de generación eléctrica con gas natural y almacenamiento y regasificación y distribución de gas van a seguir siendo dos líneas de trabajo muy relevantes no sólo en Europa, sino también en América. Nosotros estamos muy presentes en México y en Brasil. En México con la nueva administración mexicana, hay un nuevo plan energético que se está impulsando de forma muy decidida y ahí pensamos que puede haber también oportunidades interesantes. En Brasil también se está moviendo bastante el mercado de la energía y ahí ya hemos diseñado varios ciclos. Está previsto que haya nuevas subastas e incorporen nueva generación en los próximos 3 ó 4 años, con lo cual, en el negocio tradicional vamos a estar muy presentes y porque además con la nueva administración americana, el gas va a tener un una relevancia aún mayor.

¿Volviendo a España, veis alguna oportunidad de que en los ciclos combinados haya cierto movimiento? Es decir, no sé si un cambio de turbinas, un rediseño etc, ya son plantas que van cumpliendo años y no sé si tiene que haber cierto plan Renove como con la cogeneración.

Yo creo que tecnológicamente las máquinas que están construidas en España tienen la suficiente eficiencia como para poder operar. El problema es que en España, el factor de capacidad de los ciclos, es muy, muy bajo. Porque solo entran prácticamente a demanda. Embarcarte en nuevas inversiones teniendo un plan de amortización más que dudoso, entrando en mercados de capacidad, secundarios, terciarios, es muy complicado pensar en que se vayan a hacer inversiones relevantes.

Aparte del negocio tradicional, ¿dónde veis que hay negocio?

Saliendo ya un poco de de nuestro negocio tradicional y las tecnologías tradicionales, estamos muy activos en hidrógeno. Hemos hecho la primera planta de electrólisis de agua para Repsol en la refinería de Petronor. Es una planta pequeña, son 2,5 megavatios, pero ha servido tanto para Repsol como para nosotros para aprender bastante. Con la caída del impuesto a las energéticas Repsol ha anunciado que reactiva las inversiones en España, ha anunciado que reactiva en primer lugar la ecoplanta de Tarragona, que son 800 millones de inversiones y estamos esperando que le den luz verde a la inversión del electrolizador de 100 MW de hidrógeno. Están de nuevo poniendo el foco en la refinería y eso para nosotros debería ser una buena oportunidad para mantener nuestra actividad en hidrógeno.

¿Estaréis en los dos proyectos tanto en Petronor como en Tarragona?

No, en Tarragona, todavía Repsol simplemente tiene sus socios inversores y tecnólogos. Pero hasta donde yo sé no ha decidido qué compañías de ingeniería o constructoras le van a acompañar en la ejecución.

También tienen planes para Cartagena y Puertollano

Sí, en Cartagena acaban de poner en marcha una planta de SAF de Combustible de Aviación basado en un hidrocracker con aceites vegetales. Pero ahí es distinto. Es una tecnología muy madura, o sea que existe hace ya muchos años y simplemente es cambiar la materia prima y cambiar el producto de salida porque tiene etiqueta verde. Pero vamos, la tecnología como tal es una tecnología que se conoce hace muchísimos años.

Entonces en hidrógeno estamos muy activos, en Europa y también en América, pero lo que todo el mundo dice es que el hidrógeno va mucho más despacio de lo que se esperaba.

De eso quería preguntarte, ¿cómo lo veis vosotros?

Estamos haciendo muchas ingenierías básicas y muchos planes de análisis de inversiones, y los números no terminan de salir. Y no lo hacen fundamentalmente por tres motivos, no necesariamente en este orden, pero es que no existe un mercado para colocar ese hidrógeno, o sea, no existen offtakers. El precio todavía de generación del hidrógeno por electrolisis o tecnologías alternativas sigue siendo muy elevado, sigue estando en unos 7-8-9 euros por kilo, que eso es un dinero muy relevante. Y en tercer lugar, porque la tecnología no está del todo consolidada. Todos pensamos que el electrolizador es una cosa que sí que existe desde hace muchísimos años, pero a tamaño Playmobil, en laboratorio. Otra cosa es montar un trasto de 5 ó 10 megavatios, que son palabras mayores, y ahí todavía la tecnología le queda recorrido.

Pero bueno, nosotros pensamos que va a haber inversiones de hidrógeno, pero mucho más pequeñas de las que se vienen anunciando, y mucho más extendidas en el tiempo, hacia 2040.

Es un mercado que nosotros lo estamos siguiendo con nuestros clientes de más confianza, tanto españoles como europeos. Y seguimos teniendo cierto desarrollo tecnológico alrededor del hidrógeno, porque conseguimos un par de proyectos hace ya unos meses que estamos aprovechando esa subvención para mejorar ciertas partes de la tecnología, etcétera. Pero bueno, estamos atentos, sin grandes expectativas en el corto y medio plazo.

¿Algo más?

Bueno hemos dado determinado soporte técnico a Iberdrola para sus plantas y parques tanto en Europa como en Estados Unidos, dónde estamos un poco expectantes y luego qué va a pasar con todo lo relacionado con la economía circular, sobre todo con los residuos. Estamos muy por detrás de la capacidad que deberíamos tener en España de incineración, fundamentalmente para dejar de llevar el residuo a vertedero. Ahí va a tener que abrirse el mercado y nosotros tenemos también una posición ahí interesante. Tenemos experiencia en el diseño y construcción de este tipo de plantas.

Teníamos incluso hace años una serie de patentes alrededor de mejora de la eficiencia de la incineración, etcétera. Estamos muy preparados también por si este mercado renace o resurge de alguna forma en España, y estamos bien posicionados y con ganas de hacer cosas. También estamos presentes en el sector del biogás, donde se están anunciando fuertes inversiones.

La gestión de los residuos siempre es complicada. Nosotros tenemos mucha experiencia porque tuvimos tres plantas de purines en propiedad. La captura de todos esos residuos con las comunidades de ganaderos, no es una tarea fácil, peri hay que darle salida como sea. No nos podemos tapar los ojos y abandonar a lo ganaderos.

Donde también estáis es en eólica marina. ¿Qué pasa que no acaba de arrancar?

Nosotros estamos con Bluefloat y con Plenitud, somos tres socios los que estamos desarrollando cuatro parques aquí en España. Lo que ocurre que ahí también el PNIEC lleva un retraso de más de tres años con la dichosa subasta. Y tampoco es que tengamos unas señales claras del mercado de que eso vaya a suceder incluso dentro de este año. Pensamos que no va a haber subasta este año.

No estamos viendo la agilidad que necesitaría España para permitir que esta tecnología se terminase. Porque sí ha estado aparentemente muy activa la administración con los POEMs, pero no se terminan de dar los pasos ni el impulso necesario como para que tome forma. ¿Y como bien sabes, cuando tú tú tienes un proyecto de desarrollo de inversión como te dure más de 2ó 3 años, llega un momento que los accionistas inversores se aburren y dicen que esta es la eterna promesa que nunca sucede. Entonces lo que van a conseguir al final es que cuando se anuncie la subasta haya muy poco interés porque los recursos al final los redirijas en otro sentido. Además, en la eólica marina específicamente, el ciclo de vida, desde que tú empiezas un desarrollo, acudes a la subasta, materializas la inversión, ejecutas y pones en marcha, es un ciclo de 8 años tranquilamente. Veíamos un mercado interesante y ahora mismo la visión que nos trasladan los grandes operadores, Equinor, Orsted es que eólica flotante, sí, pero alejada en el tiempo. Entonces, nosotros no, no hemos abandonado nuestro interés, pero sí con la cautela de que esto puede suceder bastante más tarde de lo que esperábamos inicialmente.

¿Es una cuestión de precio?

Sí, de coste. Ahora es muy difícil porque sabes lo que pasa, que la eólica flotante, la solución de la plataforma depende mucho del mar donde la pongas. Entonces una plataforma flotante del Mediterráneo no tiene nada que ver con una del Mar del Norte.

¿Pero en cuánto está más o menos?

La eólica marina fija que puede estar entre 90-110 y la flotante, en unos 190-220 también depende un poco del recurso y de los costes de instalación del OPEX también.

¿Pero ahí a lo mejor sí tendría sentido en Canarias, no? Donde el coste energético es mayor es muy alto por el fuel, y a lo mejor sí tiene sentido meter eólica marina por 200 €/MWh.

Yo creo que sí. La generación a base de grupos de motores que hay en Canarias, puede estar por encima de €300 megavatio hora, pues ahí sí que podría tener sentido, pero como sabes el régimen insular es distinto que el peninsular, encima tienes doble complicación a nivel administrativo.

Pero sí, sí tendría sentido. De hecho, nosotros también tenemos un desarrollo para una planta fotovoltaica con almacenamiento de baterías en Fuerteventura porque pensamos que también tiene mucho sentido.

¿En el sector del almacenamiento, ahora que lo dices, no estáis interesados o queréis entrar ahí?

Sí, sí. De hecho estamos bastante activos, ya no con el almacenamiento en baterías. Vale que sí hemos identificado algunas oportunidades si estamos en conversaciones con algunos tecnólogos, no, por ejemplo con BASF, que tiene un desarrollo de baterías interesante y es el socio con el que teníamos previsto desarrollar la planta de Fuerteventura, pero más allá de las baterías eléctricas, nosotros estamos muy activos en almacenamiento en sales fundidas. Bueno, porque sabes que con nuestra trayectoria en termosolar y aparte se ha demostrado que nuestra planta de Gemasolar la que diseñamos, oye, pues lleva funcionando con un tanque a 565° más de 10 años sin ningún fallo.

Una cosa es el diseño, otra es la construcción que es muy complicada y la operación es compleja, pero si todo eso lo haces bien, la tecnología está ahí, entonces tenemos diferentes oportunidades y hay diferentes utilities que nos han pedido estudios, análisis, precisamente para las tecnologías que no son muy gestionables, y así poder derivar parte de la energía en el almacenamiento de sales fundidas y poder acudir a mercados secundarios terciarios, etcétera.

Y además, también vemos potencialmente una oportunidad con los SMRs.

Anda, ¿también estáis metido en nuclear?

Sí. Nosotros tenemos experiencia nuclear, pero desde hace muchos años, vamos prácticamente ya muy, muy alejada en el tiempo, en alguna central que participamos en su día. Estuvimos en Lemoniz, estuvimos un montonazo de personas, estuvimos también en Vandellós y te diría que en el año 98, por ahí sustituimos los generadores de vapor de Almaraz. Pero han sido cosas como muy puntuales.

Sin embargo, los SMRs como están concebidos, puede ser una gran oportunidad con todo nuestro conocimiento en el almacenamiento de sales fundidas. El caso es poder regular la potencia de salida del SMR. Es un poco la idea que ahora mismo hay en el mercado de combinar almacenamiento con los SMR. Y nos gustaría estar.

¿Ya hay una empresa en EEUU, creo que la de Bill Gates, que ya trabaja con esta tecnología de almacenamiento de sales fundidas?

Sí, Terra Power. Nosotros, de momento, estamos a la espera, explorando. Esperar a ver si son capaces de sacarlo adelante y nosotros entrar y dar una solución parecida.

Si ya tienes una máquina de 200-300 megavatios como es un SMR y quieres un almacenamiento de 6 ó 7 horas, la cosa es bastante más seria, o sea, el volumen de almacenamiento en sales es importante. Y nosotros pensamos que podemos tener una buena posición para ofrecer este tipo de soluciones.

Oye, como partícipes del nacimiento de la nuclear en España. ¿No os da pena que se quiera cerrar las centrales nucleares?

A mí, más que pena, me parece un craso error. Es que no tiene sentido porque es una energía segura. En España no hemos tenido ningún accidente relevante ni muchísimo menos. Son centrales que están muy bien operadas, muy bien mantenidas, que se pueden estirar su esperanza de vida otros 10 ó 15 años sin ningún tipo de problemas. Es todo propagandístico.

¿Por dónde queréis extender vuestro negocio energético?

Nosotros estamos muy activos en Europa, vamos a seguir muy activos en Europa, estamos muy activos en México y en Brasil. También en alguna zona de influencia tipo República Dominicana donde estamos viendo pues que hay alguna serie de inversiones interesantes y te diría que quizá como nuevas geografías nos parece que puede tener sentido explorar Australia. Ya hace un año y pico nuestro negocio de Mobility compró una empresa allí, Tactis y nos está diciendo que hay un momento bueno desde el punto de vista energético. Y en Norteamérica, también. No es que vayamos a estar muy activos, pero bueno, se están anunciando una serie de inversiones interesantes. Tanto en generación con gas como en GNLs, y pensamos que desde nuestra oficina de México, pues quizá también podemos identificar oportunidades allí.

¿Os preocupa Trump y toda su guerra arancelaria?

Una guerra comercial puede afectar a que se retrasen más los proyectos, otra vez a ralentizarlo todo más. Pero EEUU quiere inundar toda Europa de gas. Tiene un importante plan de inversiones en plantas de licuefacción y eso podría encarecer el consumo de gas en Europa.

Gracias por todo

A ti, Ramón.