La soberanía energética española se atasca en el norte africano

La pregunta flota en el aire. Cambian de dirección los vientos entre dos países que acumulan encuentros y rechazos. ¿Podría el hidrógeno verde, en el que tanta fe tiene España, reducir la dependencia del gas argelino? Es de noche. Las estrellas parecen iluminadas como viejos candiles. Este país ha depositado una enorme esperanza en el elemento químico más abundante del universo. Una sola voz en la extensa tabla periódica: H2. A su lado, un adjetivo: verde. Los proyectos futuros se dispersan al igual que constelaciones. Camp de Tarragona, Andorra y Monzón (Aragón), Muskiz (Euskadi) o Torrelavega (Cantabria). El propósito es electrificar la industria con esta energía limpia. Pero los sueños viven en los cielos, los números aterrizan sobre la tierra.

El gas argelino supuso el año pasado, aproximadamente, un 30% de todo el que importó España; casi 95 teravatios hora (TWh) en forma gaseosa y unos 21,5 TWh como gas natural licuado (GNL). Si se sustituyese por hidrógeno verde, supondría generar unos 18 gigavatios (GW) de electrolizadores. “Tendrían que funcionar 8.000 horas, lo que implica que necesitamos energías renovables durante todas las horas del año”. Son los cálculos de un consejero de una energética del Ibex 35, que pide el anonimato. Y añade: “Haría falta sobredimensionar las renovables elevando sus costes”. Esas cifras, las vuelve a visitar, Millán García-Tola, director de H2 de Iberdrola. España importa unos 100.000 GWh/año de gas natural procedente de Argelia. Casi todo el hidrógeno que se consume (600.000 toneladas anuales) se obtiene produciendo gas natural contaminante. De hecho, su producción (30.000 GWh por año de gas) genera seis millones de toneladas de CO2 anuales. “Si fuésemos capaces de reemplazar ese hidrógeno gris contaminante, por verde, reduciríamos un 30% nuestra dependencia argelina y dejaríamos de emitir a la atmósfera una cantidad importante de dióxido de carbono”, sintetiza.

Pero sin ayudas, a día de hoy, los números fallan. Los cálculos del alto ejecutivo de Ibex alertan que para 2030 habrá, como mucho, 3 GW de electrolizadores en España. Esa cantidad puede remplazar un 16% del gas natural argelino. Detrás del porcentaje, una geoestrategia clara. El hidrógeno verde primero debe ser una solución industrial in situ para España; después, a largo plazo, podría plantearse exportarlo. Hoy el único lugar donde puede funcionar un business case para el hidrógeno verde es en la industria del refino y eso exige una prima regulatoria. Sin ella resulta imposible competir con el gas. El precio del H2 verde oscila entre 5,5 y 6 euros por kilo con apoyo financiero, unos 8 euros sin él; está muy lejos del H2 gris, que varía de 1,5 a 2,5 euros el kilo. Hay que reducir ese coste superior. ¿Cómo? “Con acciones regulatorias a largo plazo que fomenten la demanda, la materialización de las ayudas previstas, y agilicen la tramitación de las plantas de H2″, resume el directivo de Iberdrola.

El gas ha perdido su empuje inicial y también esa controvertida idea de “energía de transición”. Quemarlo emite CO2 y eso supone que las compañías deben pagar si quieren compensar sus emisiones; más impuestos. La forma que tiene la industria intensiva en este consumo para minimizar el coste es usar bombas (por debajo de 200ºC) de bajo calor. “Un megavatio hora (MWh) de gas natural ronda los 30 euros y en términos de hidrógeno ese MWh exige 30 kilos. No le salen los números a ninguna empresa”, estima Joan Ramon Morante, doctor en física por la Universidad de Barcelona (UB). Hay que recurrir a los libros de química del Bachillerato. El gas natural y el hidrógeno poseen propiedades distintas. “La molécula de hidrógeno es muy pequeña, y su almacenamiento y transporte a largas distancias presenta algunos retos importantes, pero no más complejos que los de otros productos”, observa Oliverio Álvarez, socio responsable de Energía y Recursos de Deloitte. “Aunque teniendo en cuenta un mismo peso el hidrógeno posee mayor energía, ocupa más volumen, y para aportar idéntica cantidad de calor, necesitamos tres veces más volumen de hidrógeno que de gas natural”.

Geoestrategia

Junto a las leyes químicas, la geoestrategia impone sus normas. La relación entre Argelia y España se enzarzó después de la crisis que hace dos años provocó el alineamiento del Gobierno con las tesis marroquíes en el contencioso del Sáhara Occidental. “La situación continúa en un punto bajo. Argelia sigue sin prestar servicios bancarios a compañías españolas, y se esperaba una mejoría en los últimos meses que no ha llegado”, analiza Ignacio Urbasos, investigador del Programa de Energía y Clima del Real Instituto Elcano. En los campos de la energía mantiene el contrato firmado con Naturgy hasta final de la década. Aunque solo está abierto el gasoducto de Medgaz, que une el país africano y Almería.

El hidrógeno verde, que la Unión Europea ha situado como una tecnología crítica, con su estrategia REPowerEu, atraviesa un tránsito también complicado. El gas, explica el investigador, tiene tres destinos: el consumo eléctrico, calefacción y hogares, y la industria. Los dos primeros —sostiene— serán cubiertos con energías renovables, y solo en algunas prácticas —ya se ha avanzado en el texto— de elevada alimentación energética (refino, metalúrgica o cerámica) el hidrógeno puede tener lógica empresarial y económica. Pese a todo, Bruselas cree con fe ciega en esa molécula. Aunque hará falta destinar, según Goldman Sachs, entre 335.000 y 471.000 millones de euros para conseguir, en 2030, una producción anual de 10 millones de toneladas de H2 verde renovable doméstico de acuerdo con la hoja de ruta de REPowerEu. El reparto del esfuerzo supone una secuencia clara. Entre 50.000 y 75.000 millones de euros en electrolizadores; las canalizaciones se llevarán de 28.000 a 38.000 millones, y el almacenamiento un máximo de 11.000 millones. El precio de la soberanía energética es una ascensión al K2.