El crecimiento de Smartenergy ha sido espectacular en los últimos años. Entre los proyectos más relevantes que el grupo suizo está desarrollando en nuestro país, destaca el proyecto de hidrógeno verde Orange.bat en Castellón y el proyecto solar Clúster de Fuencarral en el norte de Toledo y zona sureste de Madrid.
¿A qué se dedica la empresa y cuál ha sido su evolución en estos últimos años?
Smartenergy es un grupo de inversión y promoción de proyectos suizo, especializado en desarrollar proyectos solares, eólicos y de hidrógeno verde, con especial énfasis en derivados como e-SAF, e-amoniaco y e-metanol. Tenemos presencia activa en España, Portugal, Italia y Alemania con equipos de desarrollo local en cada uno de estos países. Nuestra estrategia pasa por la venta de los activos en proyectos solares y mantener una participación mayoritaria en los proyectos de hidrógeno y derivados. En 2024 hemos abierto una oficina comercial en Abu Dhabi para atraer capital de Emiratos Árabes hacia proyectos de combustibles sintéticos. El grupo ha crecido mucho en estos cuatro últimos años, pasando de menos de 40 personas en 2019 a 440 en la actualidad a nivel global. Parte de este crecimiento ha venido con la integración del Grupo Prodiel dentro de nuestra estructura, que se completó el año pasado y se ha ido consolidando en 2024. Actualmente hemos construido y puesto en operación más de 7 GW a nivel global, fundamentalmente solares, y tenemos una cartera de proyectos renovables de 12 GW en diferentes estados de desarrollo y de 4,5 GW de proyectos de hidrógeno y derivados. De los 12 GW, hay 4 GW en España de los que 2,8 GW se encuentran en fase avanzada de desarrollo.
¿Qué proyectos están desarrollando en España?
En hidrógeno estamos desarrollando cuatro proyectos para sustituir el gas natural por hidrógeno verde. El más avanzado es Orange.bat, cuya primera fase está orientada al clúster cerámico del valle de Onda, Villarreal y Betxí (Castellón), con 100 MW de capacidad de electrólisis y unos 200 millones de inversión. Estamos pendientes de recibir la autorización ambiental integrada y estamos preparando todo para presentarlo a la convocatoria del Banco Europeo del Hidrógeno a partir del próximo 3 de diciembre. Esperamos que entre en operación en la primera mitad de 2027. En paralelo, estamos avanzando en el cierre de acuerdos comerciales de venta de hidrógeno para las empresas del clúster. También hemos puesto en marcha la fase dos de Orange.bat, ubicado en Alcora y de 80 MW de potencia, del que estamos en fase de ingeniería de concepto. El tercer proyecto está en Sagunto, de 80 MW y dirigido a empresas de distintos sectores de la zona, para el que también hemos lanzado la solicitud para la autorización ambiental integrada. El cuarto proyecto está en Zaragoza, con 90 MW de capacidad de electrólisis y destinado a todo el perímetro industrial de la zona. Una cuestión relevante es que los cuatro proyectos van a estar muy próximos al futuro H2med de Enagás, de manera que, a partir de 2030, tendremos la opción de exportar, fundamentalmente a Alemania, parte de la producción de hidrógeno. Por otro lado, estamos estudiando la viabilidad de desarrollar proyectos de producción de combustibles sintéticos para la aviación en España, así como un proyecto para el sector marítimo, para los que estamos realizando los estudios de factibilidad valorando tres o cuatro ubicaciones.
¿Y respecto a la parte solar?
Uno de los hitos más importantes que hemos conseguido este año es la autorización administrativa de construcción del Clúster de Fuencarral, un proyecto solar de 940 MW en la zona norte de Toledo y zona sureste de Madrid, formado por tres subproyectos: Loeches de 260 MW, Pradillos de 390 MW y Fuencarral de 291 MW. El año pasado acabamos el ejercicio con la venta de este proyecto a la empresa suiza Edisun Power, aunque toda la actividad de desarrollo la hacemos nosotros; en concreto, nuestro equipo de Greenfield PV en Sevilla. En 2024 también hemos conseguido la autorización administrativa de construcción de este clúster y de otros proyectos solares y, en 2025, esperamos completar el resto.
¿Tienen en el radar alguna nueva alianza?
En el corto plazo no tenemos prevista ninguna asociación adicional. Sí que es cierto que a nivel comercial, tanto de nuestro pipeline de proyectos de hidrógeno derivados como de proyectos solares, se están barajando diversas opciones.
Los costes de producción, transporte y distribución del hidrógeno siguen siendo altos a día de hoy. ¿Cuándo revertirá la situación?
Es cierto que tenemos un gap entre el coste al que somos capaces de producir y distribuir el hidrógeno hasta las instalaciones de los consumidores y el precio que los consumidores están dispuestos a pagar. Pero lo que tenemos que ver es qué pasará cuando los proyectos entren en operación entre 2027 y 2028. Todas las previsiones apuntan a que el precio del CO2 aumentará, de manera que ese gap se reducirá al crecer la disposición a pagar por los offtakers. Pero, hasta que esto suceda, necesitaremos financiación pública. Una buena opción es la del Banco Europeo del Hidrógeno, una ayuda a la producción a diez años que cubrirá ese periodo y permitirá vencer el gap. Por otra parte, también esperamos que, a medida que aumente la escala de los proyectos y del mercado de producción, el precio de electrolizador vaya bajando. Respecto a los costes de transporte y distribución de hidrógeno, todos los proyectos de Smartenergy están desarrollados con una estrategia de proximidad del electrolizador a los consumidores, de manera que estos costes son muy reducidos. También hay otra componente importante que, si bien es verdad que no ha sido positiva para el negocio solar sí lo es para el hidrógeno, y es la bajada de precios que ha habido este año en el mercado ibérico, ya que aproximadamente el 60-75% del coste del hidrógeno es el coste de la energía renovable que utilizas para su producción.
¿Qué otras barreras hay que salvar para favorecer el despliegue del hidrógeno?
A nivel regulatorio hay que agilizar la obtención de los permisos para evitar retrasos en los proyectos. La escasez de agua también es un problema. En España y Portugal hemos tenido que hacer cambios en la estrategia de abastecimiento de los proyectos dotándolos de circularidad en dicho recurso y poder consumir parte del agua de las estaciones depuradoras de aguas residuales municipales. También estamos implementando la posibilidad de que las empresas que van a consumir nuestro hidrógeno puedan usar el agua de rechazo del electrolizador. Otra cuestión fundamental es la conexión a la red. Para algunos de nuestros proyectos hemos conseguido el permiso de acceso y conexión, pero en otros no. Esto se debe a la enorme competencia que hay por la capacidad de las redes de transporte y distribución, donde competimos con centros de datos, almacenamiento standalone de baterías o industrias que se quieren electrificar. La falta de capacidad de la red es un problema tanto para el negocio del hidrógeno como para el renovable por la limitación que impone al crecimiento de la demanda eléctrica. En este sentido debería favorecerse la celebración de los concursos para la capacidad de acceso a la red de parte de la demanda.
¿Podría haber un problema de competitividad para la exportación del hidrógeno español si tenemos que competir con el hidrógeno nuclear de Francia?
No estamos de acuerdo con que la nuclear se pueda utilizar para producir combustibles renovables de origen no biológico. Sin embargo, lo que más nos podría impactar es la famosa correlación temporal horaria de los actos delegados. El número de horas equivalentes con el que podrán operar en España la mayor parte de los proyectos de hidrógeno va a estar en torno al 70-75% con la correlación mensual, pero, cuando a partir de 2030 entre la correlación temporal horaria, bajarán casi a la mitad (35-40%), y eso es un impacto muy importante en el coste de producción del hidrógeno. Por este motivo, creemos que se debería extender la correlación mensual al menos hasta 2035.
¿Cree que la victoria de Trump perjudicará el desarrollo de fuentes limpias?
No creo que se vaya a producir un frenazo en seco en EEUU a los programas de descarbonización, pero estoy convencido de que sí habrá una ralentización. Lo que realmente me preocupa es el impacto que pueda tener el cambio de política en la ambición de los planes de descarbonización de países como China, Brasil, India o Sudáfrica, que tienen un impacto contaminante a nivel global de emisiones muchísimo mayor.