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La década del hidrógeno desafía la descarbonización de Galicia

La comunidad lo tiene todo para ser una potencia de H2, pero, ¿hay que priorizar el autoconsumo para fijar industria o pensar ya en exportar exigiendo un enlace a la futura red trocal del gas?

Infografía de un futuro gasoducto para hidrógeno verde.

El Puerto de Valencia recibió el pasado martes la primera remesa de hidrógeno renovable que usarán los dos prototipos de maquinaria de carga y descarga de las navieras MSC y Grimaldi para testar el que muchos presentan como el claro protagonista de la descarbonización de la economía. Es el primer recinto de transporte marítimo de Europa en montar una instalación en condiciones de operatividad real con este combustible. La puesta a punto llevará unas cuantas semanas. Aunque el repostaje se parece mucho a llenar el depósito del coche en una gasolinera, su bajísima densidad –13 veces inferior al aire– y el gran volumen que ocupa a temperatura ambiente complican el almacenamiento del gas. Se comprime a muy altas presiones para meterlo en depósitos. Las pruebas de trasvase al tanque fijo ubicado en uno de los muelles del puerto valenciano duraron una hora. Los técnicos prevén dar un paso más la próxima semana con la estación móvil que llevará el hidrógeno a las terminales de las empresas cuando lleguen desde Holanda las innovadoras apiladoras de contenedores alimentadas con pilas y motores eléctricos. Un “hito histórico”, aplaudieron los responsables del proyecto H2Ports.

 “Si la década de 1990 corresponde a los años de la energía eólica, la primera década de este siglo, a los años de la energía solar, y la década de 2010, a los años de las baterías, la década de 2020 podría encauzarnos hacia una nueva frontera de la transición energética: el hidrógeno”, relata Thijs Van de Graaf, profesor asociado de la Universidad de Gante (Bélgica) y autor principal del informe Geopolítica de la Transformación Energética: El Factor Hidrógeno de la Agencia Internacional de las Energías Renovables, en un análisis publicado por el Fondo Monetario Internacional (FMI) el mes pasado.

En los últimos cinco años, más de 30 países lanzaron o preparan estrategias nacionales alrededor del elemento químico más abundante en la naturaleza. ¿Qué ha pasado para se haya convertido en la gran esperanza de un futuro sin emisiones contaminantes casi de la noche a la mañana? Los objetivos climáticos del Acuerdo de París en 2015 para evitar un calentamiento global superior a los 1,5 grados de temperatura fueron, según el investigador, “un factor impulsor principal”. “Aunque la guerra de Rusia contra Ucrania y el aumento de los precios del gas también han impulsado el cambio hacia combustibles más verdes –añade–. El desarrollo económico y la política industrial ocupan igualmente un lugar importante”.

“Galicia lo tiene todo para posicionarse como una región referente del sector”

Paula Uría - Sec. Xeral de industria

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Galicia sacó músculo en la carrera mundial por la explotación de esta nueva fuente de energía y su cadena de valor con la puesta de largo de la Alianza industrial gallega del hidrógeno verde el 21 de diciembre. Encabezada por la Xunta y la Asociación Gallega del Hidrógeno (AGH2), la plataforma tiene el respaldo de 700 empresas, instituciones y agentes sociales. “Todos han visto que hay que trabajar conjuntamente para posicionarnos como una región referente de hidrógeno”, apunta Paula Uría, secretaria xeral de Industria. “Galicia lo tiene todo: recurso hídrico y renovable, somos la segunda comunidad que más energía limpia vierte al sistema –recuerda–. Disponemos de un amplio ecosistema de innovación e investigación, un tejido empresarial diverso y con capacidad, un mercado laboral preparado con una apuesta fuerte por la formación y, además, una posición geográfica destacada con rutas marítimas que puede ponernos a la vanguardia internacional en la química del hidrógeno”.

“La planificación de nuevas renovables debe hacerse lo más rápido posible”

Luis M. Varela - Director técnico AGH2

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El mensaje guarda muchas semejanzas con el de otros territorios donde abundan las renovables. Durante la firma esta misma semana de un acuerdo de colaboración con Enagás para la promoción y el desarrollo de infraestructuras de transporte y almacenamiento, el presidente de Extremadura, Guillermo Fernández Vara, desgranó las cualidades de la autonomía para ser “el gran hub del hidrógeno verde en España” y concentrar hasta el 30% de toda la producción aprovechando el bum de la fotovoltaica. “Así es, también es una alternativa válida, pero en nuestro caso la generación es mayoritariamente eólica e hidráulica, es nuestra peculiaridad, y cuenta con una amplia potencialidad para expandirla en el futuro próximo con la eólica marina”, defiende Luis Miguel Varela, catedrático de Física de la USC y director técnico de la AGH2. “Además, a diferencia de otras comunidades –continúa–, nuestra capacidad total de producción no está limitada en la misma medida por la disponibilidad de agua para electrólisis”.

La producción estimada por la Xunta en 2030 necesita toda la electricidad actual de la eólica

En el agua conviven el hidrógeno y el oxígeno. Una corriente eléctrica atraviesa las moléculas para separarlos. El proceso –la electrólisis de la que habla Varela– consume mucha energía que el sector aspira a cubrir con el incremento de la producción prevista por el impulso al despliegue de la eólica, incluidos los parques flotantes en el mar, y la solar. Ahí está la primera encrucijada para Galicia. La Axenda Enerxética de la Xunta con los objetivos para reducir un 55% las emisiones de gases efectos invernadero al final de la década prevé en esa fecha una producción de 100.000 toneladas de hidrógeno verde. Dependerá de cómo evolucionen las eficiencias de los electrolizadores –ahora oscilan entre el 50% y el 60%y se necesitan unos 50 kilovatios hora (KWh) para sacar un kilo de hidrógeno–, pero el sector cree que aumentarán “de forma más lenta que la demanda”. “Con las eficiencias actuales, la producción esperada a 2030 demandaría unos 9-19 teravatios hora (TWh)”, detalla el director técnico de AGH2. Es decir, lo que en este momento aporta toda la eólica en funcionamiento en Galicia. “La operación de los primeros proyectos de hidrógeno se espera para 2024-2025, por lo que es importante que la planificación se haga lo más rápido posible”, subraya.

La patronal gallega del hidrógeno y la Xunta van de la mano en la reivindicación de un enlace de Galicia con la red troncal para el transporte del combustible que acaba de diseñar el Ministerio para la Transición Ecológica. En un primer trazado que “se irá ampliando”, el Gobierno prevé tres grandes gasoductos entre Gijón y Huelva, Gijón y Barcelona y Cartagena y Barcelona para unir los grandes centros de almacenamiento; y dos interconexiones internacionales con Portugal y Francia. La petición, realmente, no es nueva. El tubo entre Guitiriz y Zamora lleva metido década y media en un cajón, previsto en la vieja planificación de las infraestructuras de gas de 2008.

“Estamos convencidos de que el mapa debe incluir a Galicia”

José R. Ferreiro - Presidente AGH2

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“Estamos completamente convencidos de que el mapa debe incluir a Galicia”, dice José Ramón Ferreiro, presidente de la AGH2. Lo contrario, en su opinión , “supone el riesgo de generar una isla energética precisamente en una de las zonas con mayor capacidad productiva del país”. “Un error de principio –enfatiza– que debe enmendarse”. “Si la apuesta por Galicia de todos los gobiernos es clara, los promotores apostarán por Galicia desde el minuto uno también”, precisa Paula Uría. Esperar a una segunda fase implicaría “una ralentización de los proyectos”. “Esta red de gasoductos no es solo para exportar, es una red bidireccional, de entrada y salida como las autopistas para los coches, con lo que la descarbonización de la industria podrá tener proyectos de generación de hidrógeno en Galicia”, reitera la secretaria xeral de Industria. No desvela, de momento, si el Ejecutivo autonómico recurrirá directamente a la Comisión Europea a solicitar la incorporación. Enagás no lo contempla en su plan de inversiones. Reganosa sí aspira a subvencionar la infraestructuras con fondos comunitarios, pero necesita el apoyo del Estado para que sea considerado un Proyecto de Interés Común.

En 2019, el último año previo a la pandemia, la producción energética de Galicia ascendió a 9.294 kilotoneladas equivalentes de petróleo. De esa cantidad, 6.200 se destinaron a consumo propio y otras 3.700 a exportación, según el Instituto Enerxético de Galicia. Más del 60% procedió de combustibles fósiles. Saber cuánta demanda habrá de hidrógeno verde de industrias, movilidad y hogares es casi imposible a estas alturas. Y ahí nace otro debate: ¿hay que centrarse en la demanda local o pensar ya en exportar?

“En la primera andadura debería reservarse para fijar y atraer nueva industria”

Nicolás González - Eurodiputado PSOE

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“Eso tiene que ver con el modelo industrial”, asegura Nicolás González Casares, eurodiputado del PSOE y miembro de la Comisión de Energía e Industria. Pone el ejemplo de Islandia, “el paraíso de la electricidad renovable” y sus tres fábricas de aluminio primario, en contraposición con la única existentes en España, la de Alcoa, parada hasta, al menos, el 1 de enero del próximo 2024 por el alto coste de la energía. “En mayo visité el país y cuando pregunté a la industria islandesa si no les interesaría una interconexión por cable para vender electricidad limpia a Europa, su respuesta fue inmediata: ya enviamos electricidad en bloques de aluminio verde”, cuenta. Por esa misma razón, Alcoa sigue potenciando su factoría de Noruega y es la estrategia que parece tener Maersk en su megaproyecto de 10.000 millones para producir hidrógeno verde y bioetanol en Galicia y Andalucía: localización cercana a los electrolizadores en busca de un mix renovable competitivo para crear un producto final de valor añadido.

Las malas experiencias con las hidroeléctricas en Galicia dejan una lección para la historia, según González Casares. “Los primeros grandes volúmenes de hidrógeno verde se dedicarán a descarbonizar procesos industriales intensivos en carbono, como las siderurgias, petroquímicas o cementeras, porque es lo más eficiente en términos energéticos, económicos y ambientales –describe–. Por lo tanto, lo más lógico sería también en esta primera andadura reservar ese vector y reservorio de energía para nuestras industrias y para aquellas que puedan venir sintiéndose atraídas por unos precios competitivos”.

En su artículo para el FMI, el investigador Thijs Van de Graaf habla, entre otras cosas, de los “sueños de exportación” de parte de los países y de “la controvertida trayectoria del crecimiento del hidrógeno” por “las dos fisuras que han emergido”: cómo producirlo y en qué sectores utilizarlo. En el mercado hay ya hidrógeno gris a partir de combustibles fósiles; azul, fabricado a partir de gas con sistemas de captura de carbono; y ahora se enarbola el verde. El color es mucho más que un apellido. Las desventajas de tirar otra vez de materias primas fósiles son más que evidentes, pero también la producción del hidrógeno verde levanta sus propias batallas.

Qué es y qué no es verde. Eso lo dirá el correspondiente acto delegado de la Comisión Europea, que, como remarca Nicolás González Casares, “lleva más de un año de retraso”. “Vamos tarde en crear un marco legislativo fiable, lo que supone un riesgo para las inversiones que nos permitan echar a andar la producción en esta década”, avisa el eurodiputado. Al igual que sucedió con la polémica taxonomía de las renovables que incluyó de manera transitoria el gas y las nucleares como fuentes verdes, toca ahora definir el tipo de electricidad apta para abastecer a las plantas de hidrógeno.

Bruselas debe decidir si permite el uso de energía que no sea excedente

¿Solo la generación eólica, fotovoltaica o hidroeléctrica que sobre o Bruselas abrirá la mano? González Casares cree que se sabrá en unos días y, posiblemente, los criterios iniciales serán menos restrictivos para impulsar el sector. “Se debería promover la energía adicional a la que ya tenemos. Si no, los electrones renovables baratos simplemente podrían no ir al consumo eléctrico ordinario, aprovechados, con otros probablemente no tan verdes, para transformarse en hidrógeno con un precio mucho más elevado –asevera el socialista–, por lo que sería más rentable para las eléctricas venderlos a los productores de hidrógeno que a hogares y empresas, encareciendo nuestra factura”. La otra gran cuestión en el aire es el espacio geográfico y temporal. Si se amplía mucho el origen, “nuestros electrones renovables emigrarían para producir hidrógeno verde en Alemania”, alerta González Casares, o pueden acabar usados para el temido greenwashing (transmitir una sensación falsa a la sociedad de apuesta por la sostenibilidad). Para la AGH2, los hogares “no deberían verse perjudicados en ningún caso”. “Hay que analizar la situación y obrar en consecuencia”, exige su presidente, que pide “claridad” y “la mayor brevedad posible” en la norma. “Estamos muy expectantes”, coincide Paula Uría. “Los documentos que vamos viendo son cada vez más flexibles –confirma– y tener una cierta flexibilidad al principio no es malo para que el hidrógeno sea competitivo de inicio”. 

¿Cómo se produce el hidrógeno verde?

  • Para que realmente sea renovable, es fundamental que la electricidad proceda de tecnologías limpias, como parques eólicos, la fotovoltaica o las hidroeléctricas

  • Esa energía se usa para la electrólisis: una corriente eléctrica descompone la molécula de agua separando el oxígeno del hidrógeno, que se almacena a altas presiones. Es un proceso muy consumidor de electricidad. Vale tanto agua dulce, como salada

  • Para su empleo como fuente de energía, el hidrógeno se inyecta a las pilas de combustible de coches o industrias, donde vuelve a unirse al oxígeno procedente del aire para conseguir electricidad. También puede emplearse como elemento de fertilizantes (bioetanol, por ejemplo), calor industrial y combustibles sintéticos

El Perte financia proyectos que suman 200 MW y el sector calcula que se desarrollarán 300 más

Uno de los objetivos de la Alianza industrial gallega del hidrógeno verde es impulsar una planificación en la comunidad y una hoja de ruta “para desarrollar todos los instrumentos y herramientas que tenemos en esta colaboración público-privada para convertir en realidad las oportunidades”. Eso, según la secretaria xeral de Industria, incluye “un mapeo de las oportunidades en la cadena de valor de la industria”. Hay proyectos de generación, de consumo, movilidad o fabricación de componentes asociados a los electrolizadores, al amparo de la Manifestación de Interés que el Inega sacó a mediados de 2021 para rastrear el interés de las empresas por el nuevo combustible. “Queremos que las sinergias aporten un beneficio exponencial en materia de la industria del hidrógeno –relata Paula Uría–. Por eso otro de los objetivos es poner herramientas en marcha de agilización administrativa y, lógicamente, instrumentos de apoyo específico para el desarrollo del sector industrial del sector”. Sin olvidar, destaca Uría, la atención “a la demanda de formación” que llega de las empresas.

“Vamos a mapear todas las oportunidades de la cadena de valor de la industria”, dice Uría

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El Gobierno central ha elegido tres proyectos de Galicia para el Perte del hidrógeno con 32 millones en ayudas. El 75% del importe irá al H2Pole, la planta de producción impulsada por Reganosa y EDP en As Pontes; el Green Umia, en manos de Iberdrola y Foresa para una factoría de metanol verde en Caldas de Reis, recibirá 5,2 millones; y 2,5 millones irán para la iniciativa Julio Verne del Puerto de Vigo para dotarse de una estación pública de repostaje de hidrógeno. Son 200 MW entre las tres “y hay otros proyectos que contribuyen con otros 300”, indica Luis Miguel Varela, director técnico de la AGH2. “Existen además otra multitud de pequeños proyectos en diversas fases de maduración –continúa– tanto en producción, como en industrias auxiliares de ingeniería, mantenimiento, instalación...”.  

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