El H2Med, el megaproyecto para transportar hidrógeno renovable desde la Península Ibérica al centro de Europa, cumple un año una semana después de haber conseguido el respaldo oficial de Bruselas como un proyecto de interés común para la UE y a punto de dar paso a una nueva fase, la de la búsqueda de inversiones para cubrir el coste de una infraestructura que en su vía principal, la que atravesará Portugal, España y Francia para llegar a Alemania está estimado en 2.500 millones, más otros 4.600 para construir la red interna española. El objetivo sigue siendo que para 2030 España y Portugal puedan producir el 10% del hidrógeno que se consuma en la UE, aunque de momento todavía existen dudas sobres esta energía renovable para descarbonizar la industria o el transporte pesado, que todavía está en fase experimental y cuyos precios de momento no son competitivos en el mercado.
Hace justo un año que el primer ministro de Portugal y los presidentes España y Francia, António Costa, Pedro Sánchez y Emmanuel Macron, se reunieron en Alicante también con la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, para confirmar la intención política de construir una conexión terrestre y subterránea para transportar esta nueva fuente de energía que debe reemplazar al gas en sectores que no pueden ser electrificados. Aunque aún quedaban por dirimir cuestiones tan claves como si el hidrógeno podría ser también de origen nuclear -como quiere Francia- o solo renovable -como defienden España y Portugal-, aquel acuerdo político enterró la opción construir una nueva conexión de gas -el malogrado MidCat- y alumbró una mucho más novedosa y técnicamente más complicada para hacer pasar hidrógeno, por distintos países, a los que poco después se sumó Alemania. Sería por tierra, por medio de canalizaciones entre España y Portugal y Francia y Alemania y redes nacionales en cada uno de los países y una conexión subterránea entre Barcelona y Marsella, el conocido como BarMAr.
El objetivo del Gobierno es que en 2030 toda esta red pueda estar operativa para que España y Portugal sean capaces de abastecer hasta el 10% del hidrógeno renovable que para entonces necesite la UE para hacer funcionar su industria o sus transportes.
Financiación milmillonaria
Un año después del acuerdo político de Alicante, puede darse casi por cerrado el capítulo del 'reconocimiento' del H2Med como proyecto europeo y los operadores estatales encargados de llevarlo a cabo, Enagás en España, se preparan para abrir la siguiente fase, la de buscar inversores para un proyecto que necesitará desembolsos milmillonarios.
La semana pasada, la Comisión Europea incluyó el H2Med, desde Portugal hasta Alemania, en su nueva lista de Proyectos de Interés Común (PCI), abriendo la puerta a que pueda financiarse en parte con fondos comunitarios. Los Veintisiete y el Parlamento Europeo tienen ahora dos meses para impugnar la lista de PCI si lo creen necesario, pero no para enmendarla, de modo que es casi el final de un camino que hace un año empezó no sin prisas: el acuerdo de Alicante se firmó un 9 de diciembre, justo a tiempo para solicitar en Bruselas que se incluyera en la lista de PCI antes de que cerrara el plazo para ello, el 15 de diciembre.
El año pasado, la pretensión del Gobierno era que Bruselas se hiciera cargo de la mitad de los 2.500 millones que costarán los principales ejes, los que atraviesan los distintos países. Después, cada país ha diseñado su propio entramado de canalizaciones internas, que en su práctica totalidad también ha quedado bajo el paraguas de los PCI de la Comisión. En el caso español, la red transcurre de norte a sur por la Vía de la Plata romana, que recorre la el Cantábrico y llega hasta Barcelona, no solo para discurrir bajo el mar hacia Francia, sino para tomar un ramal hacia el sur, siguiendo la zona del Levante. El coste estimado de estos ramales nacionales, incluidas infraestructuras de almacenamiento, es de 4.670 millones de euros. En este cálculo también se incluye otro tramo, de Zamora a Guitiriz (Lugo) y que es el único que ha quedado fuera de la lista PCI de la Comisión. Fuentes del sector lo atribuyen a que el diseño de la red nacional está en constante expansión y Enagás ya ha anunciado que volverá a presentar este trazado para que sea incluido en la lista de PCI cuando Bruselas vuelva a actualizarla, que será ya dentro de dos años.
Mientras tanto, Enagás cuenta con que este tramo se construirá, como el resto de la red para canalizar hidrógeno renovable, y para todo el conjunto ya ultima la próxima fase la búsqueda de inversiones que puedan completar la financiación que pueda llegar de los fondos de la Comisión.
El operador español acaba de cerrar la convocatoria de manifestaciones de interés -Call For Interest- que abrió en septiembre y que ha terminado con resultados muy satisfactorios. Se trata de una convocatoria "no vinculante", en la que han participado hasta 200 empresas y agentes del sector responsables de unos 600 proyectos de hidrógeno y también de otras sustancias derivadas de él, como el amoniaco renovable. Se trata de un paso que buscaba identificar quiénes serían los potenciales usuarios de la red interna, la llamada Red Troncal Española de Hidrógeno, para conocer con más precisión dónde estarán la oferta y la demanda de hidrógeno renovable y, si es necesario, para adaptar el trazado previsto.
Enagás dará a conocer el resultado de esta consulta el 31 de enero en su II Día del Hidrógeno. A partir de ahí, se lanzará una búsqueda de inversores durante 2024, en el denominado Open Season, que pasará a ser vinculante en 2025.
Cifras del hidrógeno verde
En la I Día del Hidrógeno, hace casi un año, Enagás puso en cifras el mercado del hidrógeno renovable que se transportará en buena medida a través del H2Med. Se espera que en 2030 la UE consuma 20 millones de toneladas, de las que la mitad se producirán dentro de sus fronteras. En España, con inmejorables condiciones para producir este renovable verde debido al sol y al viento que favorecen la energía fotovoltaica y eólica que son necesarias para ello, se calcula que podrían producirse entre dos y tres millones de toneladas en 2030 y entre tres y cuatro para 2040. En cuanto a la demanda de hidrógeno renovable en España, las estimaciones dicen que para 2030 se requerirían 1,3 millones de toneladas, de modo que podrían exportarse -a través del BarMar, hacia Francia- hasta dos millones de toneladas.
Para que se cumplan estos ambiciosos objetivos, es necesario seguir con el calendario previsto para hacer una realidad el H2Med, empezando por, después de la fase de financiación, empezar a construir una infraestructura compleja técnicamente, en especial el tramo submarino entre Barcelona y Marsella. Para ello, hace un año empezaron a asomar varias alternativas desde el punto de la ingeniería, sin que de momento haya habido avances sobre la cuestión.
También está pendiente de esclarecer la 'batalla' soterrada en torno al H2Med y el tipo de hidrógeno que podrá transportar. España y Portugal -y también Alemania- hablan de hidrógeno verde o renovables, es decir, el que se obtiene a partir de fuentes de energía como la fotovoltaica o la eólica. Francia, sin embargo, ve una oportunidad para dinamizar su industria nuclear, producirlo a partir de esta energía -sería hidrógeno rosa, en su particular escala de colores- y defiende que sería una fuente de energía "limpia", es decir, que como la renovable tampoco emite CO2 a la atmósfera.
En su último pronunciamiento indirecto al respecto, la lista PCI, la Comisión sugiere ambas cosas. Por una parte, se refiere solo a "hidrógeno renovable". Por otra, advierte de que durante la construcción del proyecto, los promotores del H2Med tendrán que informar sobre su cumplimiento de las leyes medioambientales de la UE para asegurar que no provocan un daño significativo al medio ambiente de acuerdo a la regulación de la Taxonomía europea que, en su última actualización del año pasado, incluyó la energía nuclear -y el gas- como proyectos en los que era lícito invertir.
Nadie dispuesto a pagarlo todavía
Más allá de estas cuestiones técnicas, el megaproyecto H2Med sigue afrontando un año después la misma incertidumbre por lo que respecta a la materia prima, a la energía que se transportará por él. A pesar de las grandes esperanzas que los gobiernos europeos tienen puestas en el hidrógeno renovable, lo cierto es que de momento la producción es de tipo experimental y soportada con fondos públicos y todavía se está elaborando una regulación europea sobre este vector energético. Según advierten en el sector privado, de momento no tiene precios competitivos que hayan llevado a que ninguna compañía a invertir en su producción. "No hay señales para poner millones en un proyecto de hidrógeno porque no va a haber nadie que lo pague", decían hace unos días desde una importante consultora.
El potencial de España para producir hidrógeno verde hace que en esos momentos se concentren en el país el 20% de los proyectos que se han anunciado en todo el mundo, solo por detrás de Estados Unidos. Aunque compañías como Cepsa o Iberdrola ya producen hidrógeno, de momento a gran escala, buena parte de los proyectos tiene se están desarrollando con respaldo de los fondos Next Generation de la UE, que financian "proyectos pioneros" sobre hidrógeno, de momento a través de dos convocatorias, de 150 millones de euros cada una.
Fuera de la red del apoyo público, sin embargo, el hidrógeno todavía no es una energía competitiva. Al contrario, un reciente estudio de OBS Business School estima que el precio del gas debería volver a escalar a los 100 euros/MWh -hoy está entorno a 40 euros- para que el hidrógeno verde fuera competitivo. De momento no sucede y el documento advierte de una posible "burbuja" en un sector en el que se está impulsando "un crecimiento más rápido de lo que sería el crecimiento orgánico" de una tecnología sobre la que no hay experiencias previas sobre funcionamiento de los equipos, su durabilidad o rendimiento.
"A pesar de la aceleración que se quiere dar al sector del hidrógeno, lo cierto es que está en sus inicios como tecnología en industrialización y, aunque las expectativas son altísimas, una nueva tecnología no suele ser rentable en sus inicios", dice el análisis firmado por Marcos Rupérez. Considera que de momento no habrá "rentabilidad sin subvenciones" y propone que se financie el precio final del hidrógeno mediante un régimen de ayudas similar al que se aplicó a las instalaciones fotovoltaicas en el pasado.
"¿Si tiene un rol en la transición ecológica, si es alternativa para las empresas? La verdad es que no", dicen fuentes expertas en el sector sobre la ausencia de casos en que un consejero haya dicho "que va a invertir en determinado proyecto y gastarse cientos o miles de millones de euros porque alguien se lo va a comprar". El motivo, es que "a día de hoy no existe el encaje" entre lo que cuesta producir hidrógeno renovable y lo que el mercado está dispuesto a pagar por él, por lo que de momento todos los esfuerzos deberán concentrarse con una gran implicación de lo público.
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