Imagen de archivo de un sistema de tuberías para el transporte de gas. iStock
Los expertos no ven realista el BarMar para llevar hidrógeno verde a la UE: es "peligroso" y "arriesgado"
El hidroducto proyectado entre España y Francia tendrá un coste estimado de 2.500 millones de euros y podría estar listo para el año 2030.
10 diciembre, 2022 03:08El hidrógeno verde es el nuevo boom del ladrillo que pretende convertir a España en el Qatar de Europa. Es la gran apuesta energética que puede llegar a su cúlmen en el año 2030, con la finalización del hidroducto rebautizado como H2Med. El hasta ahora conocido como BarMar pretende conectar por mar la ciudad española de Barcelona con Marsella, en Francia, para transportar únicamente este gas renovable desde la península ibérica a la Unión Europea.
La propuesta de corredor verde submarino acordado entre España, Francia y Portugal es "un paso adelante", como ha afirmado el presidente del Gobierno, Pedro Sánchez, durante la cumbre euromediterránea celebrada el viernes en Alicante. El francés Emmanuel Macron lo calificaba como una oportunidad de "diversidad" y "soberanía" energética en el entorno comunitario, algo que también ha subrayado el líder portugués Antonio Costa.
Aunque el nuevo acuerdo apuesta por el transporte en exclusiva del hidrógeno verde y no de un híbrido con el gas natural, como se propuso en un principio, el proyecto sigue sin convencer a algunos de los expertos en materia de energía. Es el caso de Albert Banal-Estañol, profesor de economía y finanzas de la Universidad Pompeu Fabra (UPF) y miembro del comité asesor del regulador británico Ofgem.
Finalizamos una cumbre muy productiva de la que salimos con una agenda común para el Mediterráneo.
— Pedro Sánchez (@sanchezcastejon) December 9, 2022
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"Es una inversión arriesgada y en estos momentos hay muchísima incertidumbre", asegura Banal-Estañol. A pesar de toda la burbuja en torno al anuncio del futuro hidroducto, desde el lado de la demanda, el profesor no considera que el hidrógeno verde suponga una necesidad, como tampoco que consiga tener una aplicación masiva. En lo que tiene que ver con la producción, ve difícil que se consiga producir a un coste lo suficientemente bajo.
Así será BarMar: el hidroducto medirá 455 Km, bajará a los 2.600 metros de profundidad y la obra se iniciará en 2026
Antonio Turiel, investigador del CSIC y especialista en recursos energéticos, coincide en que el hidrógeno verde “es una tecnología que no está preparada para una implementación masiva” y “tampoco se ha demostrado que sea viable”.
El científico está de acuerdo en que se invierta en investigación y desarrollo al respecto, pero discrepa en un asunto, y es que “se está vendiendo como el gran desarrollo industrial que viene cuando no es así”. Añade que “decir que vamos a hacer este despliegue sobre una tecnología dudosa me parece peligroso. Tiene un coste de oportunidad importante”.
El proyecto comprende la conexión de 248 kilómetros entre la localidad portuguesa de Celorico da Beira hasta Zamora, así como el tramo submarino de 455 kilómetros entre Francia y España. La inversión que se va a realizar en esta infraestructura se estima en unos 2.500 millones de euros en total.
El giro de timón hacia el transporte exclusivo de hidrógeno verde, sin embargo, le permite postularse para recibir hasta un 50% de financiación europea a través del mecanismo Conectar Europa para proyectos de redes transeuropeas en el sector de la energía. Asimismo, el próximo 15 de diciembre se presentará la candidatura del H2Med como Proyecto de Interés Común, por el que varias empresas de los distintos estados miembros pueden constituir un marco de colaboración para la constitución de una iniciativa de especial relevancia estratégica.
La presidenta de la Comisión Europea junto con los líderes de Francia, España y Portugal en la cumbre euromediterránea en Alicante. Reuters
Una energía de lujo
El hidrógeno verde es un tipo de gas que se obtiene de la producción de energía a partir de renovables como la eólica o la solar. Sin embargo, como explica el profesor Banal-Estañol, “en estos momentos, está muy lejos de ser económicamente viable y competir con otros como el gris”. Este es el producido a raíz de combustibles fósiles, como es el caso del gas natural.
La poca viabilidad actual de este tipo de energía verde no es ningún secreto. La propia Unión Europea, en su estrategia del hidrógeno, reconoce que “hoy en día el hidrógeno renovable y con bajas emisiones de carbono no es aún rentable en comparación con el hidrógeno a partir de combustibles fósiles” y “se enfrenta a importantes retos”.
El primero de ellos, el alto coste de producción. Como reconocía un informe de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), esta es su principal barrera. Mientras que el precio del gas natural oscila entre los 0,5 y los 1,7 dólares por kilo, el del hidrógeno está entre los 3 y 8 dólares por kilo, precisamente por esa necesidad de electricidad renovable.
Aun así, España ya cuenta con una cartera de unos 80 proyectos de hidrógeno renovable de 15,5 gigavatios. Esto prácticamente duplica el objetivo de 4 gigavatios para 2030 marcado en la hoja de ruta del gobierno.
“Vamos a hacer todos los esfuerzos para que el coste del hidrógeno baje y sea competitivo, pero esto es otra fuente de incertidumbre. Esto no lo sabemos, como tampoco si va a ser viable transportarlo a grandes distancias”, comenta Banal-Estañol. El experto asegura que “tiene sentido que se pase del gris al verde”, pero el hecho de pretender exportarlo es porque se busca darle un uso más masivo.
El almacenamiento de gas natural más grande de Europa Occidental en Rehden, Alemania.
“La demanda en 2030 en proporción de la energía final que usamos va a ser de un 2%, muy pequeña. Si nos vamos a 2040 el potencial es más grande, pero la incertidumbre también es mayor”, apunta el experto. Y, es más, asegura tener serias dudas con la idea de que el hidrógeno verde vaya a poder competir con otras energías verdes. “Sabemos que es viable calentar las casas con electricidad. ¿Vamos a querer hacerlo con hidrógeno?”, se pregunta el profesor.
Turiel desconfía también de la capacidad de España para poder producir tanto hidrógeno como para poder exportar. “Tendríamos que multiplicar la actual potencia instalada por 24”, explica el investigador, por lo que “si no tenemos para autoabastecernos, ¿qué sentido tiene que exportemos?”. “Esto lo veo muy extraño”, sentencia el experto.
Esto tampoco es nuevo. Es algo que ya se planteó de alguna manera en el último informe publicado por el Grupo Intergubernamental de Expertos en Cambio Climático (IPCC) de Naciones Unidas. El texto elaborado por científicos especializados de 195 países reconocía la importancia de combustibles descarbonizados como el hidrógeno verde, pero a su vez puntualizaba su importancia para descarbonizar sectores difíciles de electrificar como el sector de la aviación, el transporte marítimo o camiones pesados, por ejemplo.
El documento también señalaba la necesidad de implementar "mejoras en el proceso de producción y reducciones de costes" para que sus beneficios puedan ser realistas. Para Turiel, solo tiene sentido si se plantea para su utilización industrial. “No es nada nuevo”, comenta el experto, porque “su utilización como sustituto energético se lleva hablando desde antes de los años 2000”, y la cuestión es que “sigue habiendo una serie de limitaciones técnicas y termodinámicas”.
A remolque de la transición verde
“El H2Med se podría utilizar en principio para transportar gas natural, aunque lo que están diciendo es que se va a diseñar específicamente para hidrógeno”, cuenta Turiel, que insiste que lo que están haciendo es “vender un hype” y no una verdadera transición energética.
“El dinero que se destina al hidrógeno verde no se va a destinar a otros aspectos de la transición, es cierto, y podría pasar, pero tampoco veo un plan de transición claro”, que asegura que “está haciendo aguas”.
“Todo el modelo que tenemos está apuntalado por los combustibles fósiles y las materias primas baratas que es lo que se está acabando ahora”, cuenta, y es que “tenemos un problema muy serio de disponibilidad; geológicamente no dan de sí. Esto ya sabíamos que iba a pasar y si se gestiona bien, se puede alargar durante décadas, pero no se ha hecho bien” y “va a haber problemas de viabilidad con el modelo de transición”.
Por su parte, el profesor Banal-Estañol se pregunta: “¿Qué pasa si las cosas salen mal? ¿Qué pasa si en 2030 tenemos una flamante infraestructura y no hay hidrógeno? ¿Qué vamos a hacer? ¿Meterle un poco de gas que sí sabemos que es viable? Es el miedo que tengo, la posibilidad de que esto acabe retrasando la transición energética”, y es que “hay un riesgo que es real que es el hecho de que se acabe utilizando para gas natural”.
Imagen de archivo de un parque eólico. EFE
El experto va incluso más allá, porque “si no hay demanda, el coste lo va a tener que asumir el consumidor”, que asegura que según el actual marco regulador, la empresa de transporte de gas no asume ningún riesgo a la hora de hacer nueva infraestructura.
“Si el marco regulador dice que si la demanda es baja, lo pagan los consumidores, pues al final esto lleva a las empresas del sector a querer construir más y más”. “Siempre hay incertidumbre”, reconoce el profesor de economía, pero cuenta que echa en falta "un estudio del regulador que me asegure como consumidor que debemos tomar este riesgo”.
Con todo, los estudios previos de la construcción del H2Med se realizarán hasta finales de 2025. Después se llevarán a cabo consultas de impacto ecológico y de tipo técnico hasta que en 2026 se comience con la construcción. Si todo sigue su curso, el hidroducto podría estar listo para 2030, el año en el que España pretende convertirse en el líder del hidrógeno verde en la Unión Europea.
