Hace tiempo abordamos en un post la contribución que puede hacer el hidrógeno verde a la transformación energética, que afronta importantes desafíos como la necesidad de conciliar una creciente demanda de energía a nivel global con los objetivos de descarbonización existentes en aras en la sostenibilidad medioambiental.
Además, la situación conflictiva que se vive actualmente en la esfera internacional, no solo ha tensionado las cadenas de suministro energético, sino que también ha revalorizado conceptos como el de soberanía o autosuficiencia energética, especialmente en aquellas zonas como la Unión Europea que no son capaces de autoabastecerse con la energía que producen, y por tanto están abocadas a una interdependencia que tiene profundas repercusiones a múltiples niveles.
En este contexto, el hidrógeno verde o GH2 ha emergido como una solución muy prometedora, dado su potencial energético y sus cualidades en cuanto a ligereza, compresión, facilidad de transporte y almacenamiento.
Aunque, como sabemos, no se trata de una fuente de energía en sí, sino de un vector energético, esto es un medio que permite almacenar energía producida por otras fuentes primarias.
En concreto, el GH2 se genera mediante electrólisis del agua, un proceso que separa el hidrógeno y el oxígeno, para el que si bien se requiere electricidad, esta puede provenir de fuentes renovables, por lo que no implicaría emisiones de CO2, aunque esta cuestión resulta un poco más compleja como veremos más adelante.
El proyecto H2Med
La necesidad de avanzar hacia la descarbonización y la coyuntura política internacional han situado en el centro del foco al hidrógeno verde y sus ventajas, y explican que ya se hayan puesto sobre la mesa importantes iniciativas como H2Med, impulsada por España, Francia y Portugal, con la adhesión posterior de Alemania.
Se trata de un auténtico megaproyecto a gran escala que prevé el desarrollo de dos hidroductos de gran extensión, uno de 248 kilómetros que unirá Celorico da Beira en Portugal y Zamora en España, para el que se adaptará y ampliará un gasoducto ya existente. Mientras que el otro, el que supone un mayor reto, conectará Barcelona con Marsella y precisará la construcción de un conducto submarino de más de 450 kilómetros, con tramos que estarán a más de 2.500 metros de profundidad.
El megaproyecto precisará de una inversión colosal, que se ha cuantificado en 2.850 millones de euros para su puesta en marcha, de los que la inmensa mayoría, unos 2.500 millones, corresponderían al hidroducto submarino entre España y Francia.
Si bien, los países impulsores esperan recibir fondos europeos para financiar hasta el 50% de la inversión en el proyecto, que en principio es muy bien visto por Bruselas, al favorecer sobre el papel dos de los ejes clave ahora mismo en la política comunitaria: la transformación energética y la orientación hacia un modelo de autosuficiencia bajo las directrices del plan Repower EU.
Hay que destacar que la materialización del proyecto no ha sido nada fácil, más allá de por sus importantes costes de inversión. Tras el dilema inicial sobre si utilizarlo también para el transporte de gas natural (algo que hubiese comprometido las ayudas de Bruselas con partidas destinadas a impulsar la transición energética), el principal punto de fricción resultó sobre si como pretendía el presidente francés Macron se admitiría el hidrógeno generado por energía nuclear, el conocido como hidrógeno rosa, que se diferencia del verde producido por renovables.
Desde la óptica francesa, este planteamiento tenía todo el sentido si valoramos la apuesta del país por las nucleares desde hace años (con 58 centrales es uno de los países del mundo que más tiene), una política que le ha asegurado un abastecimiento energético más autosuficiente que el de sus vecinos a un coste asequible. Mediante una fuente que obviando la cuestión de los residuos se puede considerar limpia, aunque con evidentes peligros, como ya vimos en el post en el que abordamos los dilemas de la energía nuclear.
El H2Med estaría operativo para 2030
Se prevé que el corredor de hidrógeno verde entre en funcionamiento en 2030, y sea capaz de cubrir el 10% de la demanda que habrá en Europa de esta energía, cuantificada en unas dos millones de toneladas anuales.
De acuerdo a lo manifestado por la presidenta de la Comisión, Ursula Von der Leyen, el objetivo general a nivel europeo para la próxima década sería alcanzar una producción de diez millones de toneladas de hidrógeno verde, a las que se añadirían otras diez millones más importadas, para lo que haría falta una serie de corredores clave para su transporte y distribución, entre los que estaría H2Med, lo que prácticamente da por segura la consideración del proyecto como de Interés Comunitario, y por tanto la obtención de financiación.
Otros proyectos de hidrógeno verde
Además, este no sería el único proyecto de corredor de hidrógeno verde en España, ya que la petrolera Cepsa, en este caso una empresa privada, quiere crear una ruta entre Algeciras y el puerto de Róterdam en los Países Bajos, la mayor instalación portuaria de Europa, que por su parte aspira también a convertirse en un auténtico Hub de la energía verde.
El acuerdo suscrito entre Cepsa y la entidad que gestiona el importante puerto neerlandés prevé que el corredor marítimo (en este caso no se invertiría en un hidroducto subterráneo ya que el transporte se realizaría por barco) esté operativo en 2027, y permita exportar el hidrógeno producido en el Parque Energético que tiene la compañía en la Bahía de Algeciras.
Resulta bastante ilustrativo de la relevancia que se le está dando a estos proyectos con el hidrógeno verde el apoyo que están recibiendo al más alto nivel, como lo acredita el respaldo de los Reyes de España y los Países Bajos en una visita realizada ex profeso para ello a Algeciras el pasado 14 de junio.
Asimismo, fuera ya del ámbito europeo, también encontramos proyectos muy ambiciosos como el de Uruguay que prevé fuertes inversiones en su caso en la generación, habiéndose planeado la construcción de una industria en el departamento de Paysandú para producir hidrógeno verde a partir de 2024, con un volumen estimado de inversión de unos 3.710 millones de euros, que llama bastante la atención para un país que no llega a los 3,5 millones de habitantes, pero que no lo hace tanto si se valora la fuerte implantación en el país de las renovables desde hace años. De hecho, ya en el 2019 el 98% de su mix energético procedía de energías limpias.
Objeciones a los megaproyectos de hidrógeno verde
Pese a que proyectos como el H2Med puedan hacer una gran contribución a los objetivos de descarbonización y de soberanía energética, también generan ciertas dudas en algunos expertos, que ponen el acento en su elevado coste, en el impacto medioambiental que tendría construir el hidroducto marítimo y en la propia viabilidad del hidrógeno verde como solución energética.
Además, la previsión de transportar 2 millones de toneladas en 2030 parece bastante poco realista, señalan estos especialistas, teniendo en cuenta que actualmente en España solo se generan unas pocas decenas de toneladas al año, y en la Hoja de Ruta del Hidrógeno que se lanzó en 2020 para comienzos de la siguiente década en principio solo preveía una producción de poco más de 100.000 toneladas.
Asimismo, el transporte de hidrógeno verde aunque pueda resultar viable y rentable, en términos técnicos, de eficiencia y de costes siempre lo sería menos que la producción y el consumo locales.
Igualmente, se señala que dado que la generación de hidrógeno verde en los elevadísimos volúmenes proyectados requiere un gasto ingente de electricidad (recordemos que es necesaria la hidrólisis para separar el hidrógeno del oxígeno del agua), no está claro que todo ese suministro eléctrico pueda ser aportado por renovables, valorando además la demanda que habrá para consumo doméstico, industrial y de transporte, en un contexto como el de 2030 en el que se pretende que esté muy avanzada la transición energética hacia la plena descarbonización.
Bajo esta perspectiva, son muchas las voces que defienden que la producción de hidrógeno verde debería canalizarse hacia el reemplazo del hidrógeno fósil (que se denomina negro, marrón o gris en función del combustible fósil concreto del que procedan) que se utiliza actualmente en múltiples sectores, para priorizar su descarbonización, aprovechando también que industrias como la de la refinería del petróleo o la petroquímica disponen de infraestructuras adaptables, por lo que no haría falta una gran inversión, que además no tenga muy claras las perspectivas de rentabilización.
