Así es el tubo submarino que unirá España y Francia: 2.500 millones de inversión, un trazado de 455 kilómetros y dos millones de toneladas de hidrógeno al año

Las interconexiones energéticas entre la península Ibérica y Francia serán un poco menos débiles a partir de 2030. Los gobiernos español, portugués y francés han pactado este viernes en la cumbre Euromediterránea de Alicante las líneas maestras del tubo submarino que permitirá trasladar cada año dos millones de toneladas de hidrógeno verde al resto del continente, y con el que la Unión Europea aspira a fortalecer su seguridad de suministro, gravemente herida por el chantaje a la que le está sometiendo Rusia. Estas son las principales claves del proyecto:

¿Por qué entre Barcelona y Marsella?

El proyecto inicial para ampliar las actuales conexiones entre España y Francia pasaba por la construcción de un gasoducto transpirenaico, el denominado MidCat. A pesar de que el tramo español de la obra ya estaba avanzado, las presiones del Gobierno francés —que se oponía frontalmente a ese trazado por los movimientos sociales en su contra en la vertiente gala de la cordillera— obligaron a un giro radical de guion hace dos meses. Para desbloquear la situación, Madrid puso encima de la mesa la alternativa submarina entre Barcelona y Marsella. Y París dio su brazo a torcer.

Aunque fuentes cercanas al proyecto admiten que Francia tendrá que invertir más dinero en su red para permitir el flujo de hidrógeno verde hacia los países del centro y el norte de la UE —con Alemania siempre a la cabeza—, Marsella se presenta como una buena plataforma para distribución de este gas hacia los enclaves más industriales del Viejo Continente (norte de Italia, Austria y la propia Alemania).

¿Por qué no se ha optado por el trazado más corto?

Los técnicos tenían tres alternativas encima de la mesa. La A, la más directa, tenía una longitud total de 450 kilómetros y una profundidad máxima de menos de 1.000 metros, aunque con colinas y valles en el lecho marino que complicaban y encarecían el proyecto. “Había que evitar esas diferencias de profundidad”, explican fuentes cercanas al proyecto. Tanto la B como la C —la finalmente elegida— tienen una profundidad máxima similar —algo más de 2.500 metros—, pero la que ha terminado triunfando es algo más corta —455 kilómetros frente 474— y, por tanto, también más económica.

Corredor de hidrógeno BarMar

FRANCIA

Marsella

Opción A

ESPAÑA

Opción C

(proyecto elegido)

Opción B

Barcelona

Mar Mediterráneo

Islas Baleares

Opción A

Longitud: 369 km • Máx. profundidad: 985 m

0 m

1.000

0 m

50

100

150

200

250

300

350

Opción B

Long.: 474 km • Máx. profundidad: 2.556 m

0 m

1.000

2.000

3.000

0 m

50

100

150

200

250

300

350

400

450

Opción C (proyecto elegido)

Long.: 455 km • Máx. profundidad: 2.557 m

0 m

1.000

2.000

3.000

0 m

50

100

150

200

250

300

350

400

450

EL PAÍS

Corredor de hidrógeno BarMar

FRANCIA

Marsella

Opción A

ESPAÑA

Opción C

(proyecto elegido)

Opción B

Barcelona

Mar Mediterráneo

Islas Baleares

Opción A

Longitud: 369 km • Máx. profundidad: 985 m

0 m

1.000

0 m

50

100

150

200

250

300

350

Opción B

Long.: 474 km • Máx. profundidad: 2.556 m

0 m

1.000

2.000

3.000

0 m

50

100

150

200

250

300

350

400

450

Opción C (proyecto elegido)

Long.: 455 km • Máx. profundidad: 2.557 m

0 m

1.000

2.000

3.000

0 m

50

100

150

200

250

300

350

400

450

EL PAÍS

Corredor de hidrógeno entre Barcelona y Marsella

FRANCIA

Marsella

Opción A

ESPAÑA

Opción C

(proyecto elegido)

Opción B

Barcelona

Mar Mediterráneo

Islas Baleares

Opción A

Longitud: 369 km • Máxima profundidad: 985 m

0 m

1.000

0 m

50

100

150

200

250

300

350

Opción B

Longitud: 474 km • Máxima profundidad: 2.556 m

0 m

1.000

2.000

3.000

0 m

50

100

150

200

250

300

350

400

450

Opción C (proyecto elegido)

Longitud: 455 km • Máxima profundidad: 2.557 m

0 m

Más corta que la opción B y con una pendiente más suave que la A

1.000

2.000

3.000

0 m

50

100

150

200

250

300

350

400

450

¿Cuándo se empezará a construir? ¿Cuánto tardará la obra?

La fase de construcción debería comenzar a finales de 2025 o principios de 2026 y se demorará unos 56 meses, según el cronograma presentado este viernes por los tres Ejecutivos implicados. Como tarde, si se cumplen los tiempos fijados este viernes, deberían entrar en vigor en 2030.

Los “trabajos técnicos preliminares”, que tendrán un coste aproximado de 35 millones de euros, echarán a andar mucho antes. El objetivo de Madrid, París y Lisboa es que el BarMar llegue a manos del Ejecutivo comunitario tan pronto como el jueves que viene (15 de diciembre), coincidiendo con la cumbre de jefes de Estado y de Gobierno que se celebra en Bruselas. El objetivo: que el trabajo de análisis de los funcionarios europeos eche a andar pronto y que el proyecto pueda recibir su visto bueno como proyecto de interés comunitario (PCI, por sus siglas en inglés) lo antes posible. Que reciba esa etiqueta es condición sine qua non para que Bruselas afloje la chequera.

¿Por qué llevará hidrógeno y no gas natural?

Aunque en 2030 el gas de origen fósil y el hidrógeno verde todavía convivirán en el mix energético —el primero, en fase declinante; el segundo, claramente ascendente—, la idea es que por el tubo solo transite el segundo. El principal motivo es de índole económica: para recibir la vitola de PCI, la infraestructura tiene que estar pensada únicamente para el trasiego de combustibles renovables. Y el gas natural, de largo el combustible más consumido hoy por la industria europea, no lo es.

¿De dónde saldrá el dinero?

En plena crisis energética y con la Comisión Europea volcada a la promesa del hidrógeno verde, los tres gobiernos han visto una potente veta de oportunidad para que una infraestructura clave en el futuro pueda salir adelante a un coste relativamente bajo para sus erarios. La clave está en el dinero europeo: si finalmente acaba siendo considerado como proyecto de interés comunitario —algo que, tras las palabras de Ursula Von der Leyen (”el proyecto va claramente en la buena dirección y le doy la bienvenida para que postule para los fondos comunitarios”), se puede dar prácticamente por descontado—, entre un 30% y un 50% de los 2.500 millones de euros que costará procederá de las arcas europeas. Madrid, París y Lisboa confían en que la cifra final esté en la parte alta de la banda: que hasta la mitad del dinero llegue desde Bruselas.

¿Cómo es el ramal portugués?

Aunque mucho mayor, el BarMar es solo una de las dos patas de las que consta el proyecto H2Med, el primero de los corredores de hidrógeno planteados por el Ejecutivo comunitario para los próximos años. La otra es un tubo terrestre de otros 71 centímetros de diámetro y 248 kilómetros de longitud entre Celorico da Beira y Zamora. Costará 350 millones de euros y, a diferencia de su hermano mayor, serán los operadores de los sistemas gasistas español (Enagás) y portugués (REN) los que lo construyan y operen a ambos lados de la frontera. En el caso del tubo entre España y Francia, las competencias para su desarrollo recaerán en una joint venture de Enagás y las galas Teréga y GRTgaz.

¿Por qué España y Portugal están llamadas a ser una potencia en la era del hidrógeno renovable?

La península Ibérica es uno de los mejores puntos de Europa para la generación de energía solar fotovoltaica, tanto por disponibilidad de terreno como —sobre todo— por irradiación y horas de sol. También uno de los pocos en los que aún quedan emplazamientos disponibles para la instalación de parques eólicos. Además, a diferencia de otros rincones del continente, las costas españolas están completamente vírgenes de aerogeneradores. El resultado: tiene uno de los costes de generación de energía renovable más económicos del Viejo Continente.

Dado que la electricidad limpia es el ingrediente más caro en la receta del hidrógeno renovable —vital para la descarbonización de la industria pesada, la aviación o el transporte de mercancías—, tanto España como Portugal parten con varios cuerpos de ventaja respecto al resto para la producción de esta suerte de petróleo del futuro. Según los cálculos del Gobierno español, la producción nacional de hidrógeno verde será suficiente para abastecer todo el mercado interno a finales de esta década, de forma que podrán empezar a exportar a otros socios europeos.

El gran plan de la Comisión Europea para afrontar la crisis energética, el llamado RepowerEU, contempla que en 2030 la producción conjunta de España, Francia y Portugal —conjuntamente— excederá la demanda en más de un 50%. Diez años después, ese superávit rebasará el 60%. En Alemania, Austria, Países Bajos, Bélgica, Polonia y la República Checa —el corazón de la industria europea— las tornas serán exactamente las contrarias: en 2030, su demanda más que duplicará su oferta. En 2040, casi la triplicará.