Madrid
El País Vasco debe aprovechar la oportunidad de desarrollo industrial y tecnológico que brinda la descarbonización porque "si no seremos perdedores" en la carrera de la transición energética. Aunque España tiene el potencial para convertirse en un exportador estratégico de hidrógeno renovable para Europa, el tejido industrial nacional debe jugar un papel principal en la producción libre de emisiones.
Esta fue un de las principales conclusiones de la segunda mesa de debate del VII Foro Industrial País Vasco sobre Movilidad y Sostenibilidad, claves en el futuro económico de Euskadi, organizado por elEconomista.es, en la que participaron algunos de los protagonistas del tejido económico, industrial y tecnológico vasco. Entre ellos se encontaba José Ignacio Zudaire, adjunto al CEO de Petronor; Andima Ormaetxe, director de Estrategia, Negocio y Operaciones de Puerto de Bilbao; Juan Villar, director general de Distribución de Gas de Nortegas; y José Luis Elejalde, director de Transición Energética, Climática y Urbana de Tecnalia.
"En todas las revoluciones hay perdedores y ganadores", aseguró el responsable de Petronor. "Si no desarrollas tecnología e industria sobre la descarbonización acabarás comprándosela a otros y generarás altos niveles de dependencia cuando las cosas se compliquen", explicó José Ignacio Zudaire. "Si mandamos el hidrógeno a otros países para luego comprarles acero verde es un mal negocio y seremos perdedores en la transición, entonces vamos a procurar producir aquí ese acero verde", defendió.
"Lo primero es descarbonizar lo que tenemos en casa y a partir de ahí ver qué podemos hacer fuera y qué podemos trasladar", defendió también el director de Estrategia, Negocio y Operaciones de Puerto de Bilbao. Eso sí, para Andima Ormaetxe las inversiones requieren apoyo internacional, además de apoyo local, para poder poner en marcha proyectos como el Corredor Vasco del Hidrógeno, que movilizará inversiones por valor de 1.300 millones de euros. De hecho, el Puerto de Bilbao, el Puerto de Ámsterdam y Duisport, junto con EVE, Petronor, Evos Amsterdam y Zenith Energy Terminals, ya han firmado un Memorando de Entendimiento (MoU) para explorar el desarrollo de un corredor intraeuropeo para el hidrógeno renovable que conecte de extremo a extremo España, Países Bajos y Alemania.
En este sentido, el director general de Distribución de Gas de Nortegas destacó la ventaja competitiva que tiene el País Vasco en el desarrollo de una red de transporte y distribución de hidrógeno eficiente por "la concentración que hay de industria por metro cuadrado".
En el proceso de desarrollo de este ecosistema, Juan Villar abogó por la combinación de tres vectores. Por una parte, el biometano, "cuyo potencial permitiría cubrir dos tercios de la demanda de gas". En segundo lugar, el hidrogeno renovable, tanto en redes dedicadas para 100% hidrógeno como en mezcla con gas natural, pues "nuestras redes ya están listas para usar blending (mezcla de hidrógeno gaseoso con gas natural) al 20%". Y, por último, combustibles sintéticos, "que no necesitan de la adaptación de los clientes para su uso"..
En lo que a la parte de innovación se refiere, el director de Transición Energética, Climática y Urbana de Tecnalia defendió que Euskadi también tiene un "inmensa oportunidad en el desarrollo local de tecnología de hidrógeno. "China fabrica el 75% de las baterías, el 95% de las obleas fotovoltaicas y el 65% de los aerogeneradores. No nos podemos permitir hacer fuera la transición", alertó el experto. Según José Luis Elejalde, los centros tecnológicos locales deben estar "al servicio de las industrias para que sean capaces de desarrollar electrolizadores".
El Gobierno alemán quiere contar para 2033 con 9.700 km de tubería de hidrógeno instalado, con una inversión de 20.000 millones de euros. "La apuesta ya es firme y el dinero está encima de la mesa. Ahora quiere buscar proveedores de hidrógeno para poner en marcha toda esa descarbonización de la industria", explicó el director de Estrategia, Negocio y Operaciones de Puerto de Bilbao.
Para Andima Ormaetxe, "está claro que lo primero es la defensa de lo local, pero vender ese hidrógeno a otros países va a posibilitar poder lanzar ese ecosistema que exige muchas inversiones a nivel industrial y portuario", puntualizó.
Corredor Vasco de Hidrógeno
El Corredor Vasco de Hidrógeno, impulsado por Repsol a través de Petronor, producirá 20.000 toneladas al año de este gas renovable, que supondrá una reducción de más de 1,5 millones toneladas al año de CO2. Cuenta con la participación de 77 organizaciones e incluye 50 proyectos de toda la cadena de valor. Además, pretende ser una palanca para transformar el tejido productivo y conseguir mantener el peso de la industria en nuestra economía. Generará 1.340 empleos directos y 6.700 indirectos, totalizando más de 8.000 puestos de trabajo.
"El Corredor Vasco de Hidrógeno nace con el objetivo de crear un ecosistema que consiga mantener peso de la industria en el PIB de Euskadi", explicó el adjunto al CEO de Petronor. "Tenemos proyectos en toda la cadena de valor. Doce están incluidos en la parte de producción y seis en transporte y almacenamiento. Tenemos proyectos de industria, como el desarrollo de hornos, y de infraestructura para la movilidad, como desarrollo hidrogeneras, flotas de autobuses y trenes de hidrógeno, entre otras", detalló.
La decisión de Repsol de dejar en stand by sus inversiones hasta contar con condiciones estables y suficientemente atractivas para garantizar la rentabilidad de los proyectos, afecta a un electrolizador de 100 MW en la refinería de Petronor con una inversión asociada de 200 millones de euros, así como al proyecto de una planta industrial de combustibles sintéticos en el Puerto de Bilbao. En este sentido, "la incertidumbre impide tomar decisiones de inversión", reiteró el responsable de Petronor, para quien "hasta que el las reglas del juego no sean claras, nadie invertirá".
Nortegás está desarrollando en el Corredor Vasco el proyecto H2Sarea, que impulsa la inyección segura del hidrógeno verde en las infraestructuras de distribución de gas natural en porcentajes crecientes de mezcla de hidrógeno y gas natural (blending). Su objetivo es analizar el comportamiento de las infraestructuras y equipos que actualmente utilizan gas natural, tanto en instalaciones domésticas como industriales, una vez éste se encuentra mezclado en diferentes porcentajes. "No hemos visto estudios con la rigurosidad y exhaustividad que tiene nuestro proyecto H2Sarea", dijo el director general de Distribución de Gas de la compañía.
"Estamos acabando el último test de prueba con un 20% de hidrógeno, y la conclusión fundamental es que nuestras redes de transporte están listas para usar este porcentaje sin ningún problema", reveló Juan Villar. "Ahora estamos preparando la continuación del H2Sarea para probar redes de distribución con 100% hidrógeno", añadió.
Competitividad en precio
Según se desprende del informe anual sobre el hidrógeno elaborado por la Agencia Internacional de la Energía, el incremento de los costes financieros y del equipamiento (principalmente el coste de los electrolizadores) está poniendo en peligro proyectos y rebajando el impacto del despliegue de las ayudas públicas que están poniendo sobre la mesa tanto Europa como Estados Unidos.
Para el hidrógeno producido a partir de electricidad renovable, por ejemplo, un aumento del 3 puntos porcentuales en el coste del capital puede aumentar el coste total del proyecto en casi un tercio.
Varios proyectos han revisado al alza sus estimaciones de costes iniciales hasta en un 50%, según la Agencia. Las presiones inflacionistas han coincidido con una reciente caída de los precios del gas natural, especialmente en Europa, y con interrupciones en la cadena de suministro que han afectado a los plazos de los proyectos.
"La falta de competitividad en precios del hidrógeno verde es, junto con la distribución, uno de los dos grandes retos en el desarrollo de esta tecnología", afirmó el director de Transición Energética, Climática y Urbana de Tecnalia. "El coste de la generación de hidrógeno hoy por hoy sigue siendo insalvable para la industria. Eso es lo que orienta nuestra estrategia tecnológica. Estamos apostando por una tecnología AEM (membrana de intercambio aniónico), que estamos convencidos que en el medio plazo va a ser mucho mas competitiva", defendió. Este electrolizador surge como un proceso intermedio entre la electrólisis alcalina y PEM, consiguiendo aunar las ventajas de ambas tecnologías, reduciendo los costes de fabricación y operación.
El director general de Distribución de Gas de Nortegas aseguró que el 70% clientes de la compañía necesitan hidrógeno verde para descarbonizarse. "El primer reto que todos plantean es precisamente el tema del coste. El segundo es la seguridad de suministro y el tercero, que no les funciona la generación on site", secundó Juan Villar.
"Que el hidrógeno sea menos competitivo que otros combustibles fósiles no es el debate porque el cambio es necesario", aseguró José Ignacio Zudaire. En esta transición los rendimientos económicos van a ser importantes, pero también tener en cuenta independencia energética y el aprovechamiento de inversiones", dijo José Luis Elejalde.
