Dominique Mockly, presidente y consejero delegado de Terega -el homólogo del sur de Francia de Enagas- es uno de los socios fundadores del proyecto H2Med, que se encargará de unir con un hidroducto España y Francia para convertirlo en una de las columnas vertebrales del desarrollo de este vector energético en Europa.
Terega acaba de cerrar el análisis de su futura demanda de hidrógeno y CO2 para evaluar las necesidades de inversión de los próximos años y compartió los detalles con elEconomista.es durante el Día del Hidrógeno de Enagás.
¿Cómo ha ido la convocatoria de interés en Francia? ¿Están satisfechos con el resultado?
Estamos muy contentos con el resultado. Primero porque confirma la estructura de la infraestructura que habíamos planificado. Esto significa que no nos equivocamos al evaluar dónde estaban las zonas de producción y de consumo.
La segunda razón por la que estábamos muy interesados en el resultado era para conocer mejor los proyectos. Hemos identificado en la región 50 proyectos de producción y consumo, pero lo interesante para nosotros es ver cómo en el área en la que nos encontramos, realmente están motivados en desarrollar estos proyectos de hidrógeno. Nos convertiremos en un potencial proveedor de hidrógeno para la red troncal en Marsella. Tenemos un doble interés. Para empezar cubrir nuestras necesidades iniciales desde esta red y luego poder convertirnos en un futuro en suministradores de hidrógeno para el norte de Europa.
¿Cuáles son sus planes de inversión para los próximos años?
En términos de plan de inversión, tenemos claros nuestros proyectos hasta 2026. Por lo tanto, ahora toca participar primero en el hidroducto Barmar. Ya sabes que la inversión para este proyecto es de 2.500 millones y para nosotros la participación sería del 25%. Luego tenemos planeado la infraestructura de hidrógeno en el suroeste de Francia que se conectará al Barmar con 800 millones de euros adicionales sin contar con la capacidad de almacenamiento.
En materia de almacenamiento, tenemos un plan para implementar cierta capacidad en cavernas de sal que deben desarrollarse en el área terrestre a principios de la década de 2030 y que supondrán 250 millones de euros adicionales. Así que son 1.000 millones de euros en nuestra región y la participación en el Barmar.
¿Cómo valora la relación que mantiene con Enagás?
Siempre hemos tenido muy buenas relaciones con Enagás. Normalmente trabajamos juntos en términos de procesos, en investigar las capacidades que se desarrollarán en España y cómo hacer que este hidrógeno beneficie al resto de Europa.
Así que es una relación muy estrecha. Valoramos mucho todo el trabajo que se está haciendo porque el enfoque que está siguiendo España y Enagás es complementario al nuestro.
El planteamiento que han hecho, en su licitación sobre el amoníaco verde es algo que nosotros no hicimos. Como resultado, hemos visto que tenemos potencial para desarrollar amoníaco también en el suroeste de Francia.
Como puede ver, cuando se discute, cuando compara, cuando se ajustan los métodos, estamos en el mismo barco. Y lo que estamos desarrollando todos juntos es la infraestructura del futuro. Yo lo llamo una red sobre la cual se pueden construir nuevas economías: las economías verdes. Estamos en el mismo barco. Tenemos las mismas ideas. Tenemos los mismos objetivos. Y eso es genial.
¿Podemos esperar nuevas interconexiones de gas o en este momento siempre estamos pensando en el hidrógeno?
No. Creo que hoy tenemos las interconexiones necesarias para la seguridad del suministro de gas en Europa. Afortunadamente, la capacidad mejoró el año pasado. Tenemos potencia adicional. Estábamos limitados a 225 GWh/día en las interconexiones. Ahora podemos llegar hasta 265 GWh/día.
En Francia se ha visto bien porque todas estas capacidades complementarias potenciales se construyeron rápidamente, a buen precio y las tenemos ya disponibles. Y lo que estamos experimentando este invierno es que se usa de norte a sur o de sur a norte según las restricciones y los diferenciales de precios.
¿Cuál será el papel de la nuclear para la producción de hidrógeno en Francia?
Será clave y serán clave las energías renovables. Creo que la combinación energética en Francia será una composición de los dos elementos.
En primer lugar, por supuesto, la nuclear, porque es la base de la electricidad en Francia pero el gobierno ha lanzado un plan de aceleración para desarrollar energías renovables. Así que las renovables también estarán muy presentes.
?La electricidad será una combinación de renovable y nuclear. Y eso significa que el hidrógeno que se producirá localmente se desarrollará con electricidad renovable.
En nuestra licitación tenemos proyectos en los que un cierto número de consumidores también han incluido la producción. Esta cantidad no irá a la red. Será producción directa de la electrólisis. Pero utilizarán electricidad de la red, lo que significa que será una mezcla de nuclear y renovables.
Un estudio realizado por RTE, que es el operador de la red eléctrica, ha demostrado que el hidrógeno podría utilizarse para equilibrar la red en el futuro. Esto significa que será un complemento a la electricidad que produce hidrógeno cuando, digamos, la red necesita gastar parte de la electricidad que tiene para equilibrarse y luego utilizar hidrógeno para producir electricidad cuando sea necesario.
El hidrógeno y la electricidad son muy complementarios. La producción nuclear está ahí. Muy a menudo, cuando no se necesita toda la electricidad, hay que reducir la velocidad de las plantas nucleares. En algún momento habrá o será interesante utilizar las centrales nucleares para producir hidrógeno.
¿Existirá un corredor entre Italia y Francia para el hidrógeno o con el Barmar?
No es algo que tenga en mente. Y nunca se ha discutido.
¿Qué papel desempeñará el biogás en los próximos años? ¿Competirá con el hidrógeno?
Están creciendo al mismo tiempo. El biometano está mucho más preparado hoy que el hidrógeno. Y puede alimentar directamente los gasoductos tal y como están. El plan francés es apoyar la inyección de biogás en la red. Hoy en día la producción es de 11 TWh para el conjunto de Francia, pero en nuestras regiones producimos aproximadamente el 2% del gas que se consume en nuestra red. En los próximos 10 años tendremos que hacer grandes inversiones para incorporar el biogás. En particular, el procedente de la red de distribución. Se instalarán muchas plantas y tendremos que tomar este gas para luego administrarlo en la red principal.
Si nos proyectamos a 2040, lo que tenemos en perspectiva en nuestros planes -puede cambiar si los consumos son mayores o menores- pero creemos que, en general, podríamos ser productores netos cero en biogás en el suroeste de Francia. El consumo local será igual a la producción. Y es muy interesante porque los consumidores seguirán usando gas, consumirán gas 100% verde, pero vuelvo a su pregunta, ¿compiten el hidrógeno y el biogás?
En algunos casos, las industrias decidirán comprar biogás y ecologizar sus emisiones pero la mayor parte pasará en su proceso al hidrógeno tan pronto como esté listo.
Por otro lado, para los hogares y los servicios, ya que se dispondrá de biogás, probablemente, el hidrógeno será un poco más complejo de gestionar. Luego veo que se destinará biogás a un cierto número de industrias mientras que el hidrógeno se concentrará en la movilidad de camiones de larga distancia, etc. y en la industria.
¿Cómo avanza el proyecto de captura y almacenamiento de CO2 que tiene Repsol y Lafarge cerca de los Pirineos?
En la convocatoria de interés preguntamos a aquellos que estuvieran interesados ?en ver cómo se recolecta sus emisiones de CO2.
Cuando hablamos de CO2, este es un CO2 fatal. La primera solución sería disminuir el CO2 y luego donde quedan algunas emisiones poder recogerlas, ya sea para almacenarlo o reutilizarlo. Existe un interés real a nivel local para ayudar a las industrias a gestionar estas emisiones de CO2. El proyecto que tenemos con Repsol y Lafarge realmente es investigar cuáles son las mejores soluciones que podemos ofrecer para esas industrias.
