La gigantesca apuesta asturiana por la descarbonización de su industria, así como del transporte y de otros usos energéticos, mediante la vasta producción y suministro de hidrógeno verde (aquel para cuya obtención no se incurre en emisiones de CO2), se desdobla en dos grandes concepciones que difieren en sus planteamientos estratégicos y que se disputarán la batalla de la eficiencia. Uno de los modelos lo lidera el consorcio HyDeal España; el otro, EDP. Un tercer modelo (el de la alianza de Enagás –que también participa en HyDeal– con Naturgy) es una solución mixta de ambos.
La propuesta de HyDeal se fundamenta en la generación del hidrógeno verde, mediante el concurso de plantas de energía fotovoltaica y electrolizadores, en diversas localizaciones de Castilla y León y Aragón (zonas de mayor radiación solar que Asturias) y su transporte posterior hasta el Principado mediante conducciones similares a los gasoductos actuales. El de la energética portuguesa parte del aprovechamiento de sus actuales complejos termoenergéticos de Aboño y Soto de Ribera beneficiándose de la renta de situación que entraña su proximidad a áreas industriales de gran consumo energético, de acuerdo con el concepto europeo de "valle del hidrógeno": aquellas áreas en las que coinciden la oferta y la demanda de hidrógeno, lo que abarata los costes de transporte y suministro.
Frente a la mayor radiación solar existente en la meseta (la gran ventaja por la que se inclina HyDeal), EDP juega con el beneficio de la mayor abundancia de agua en Asturias. Electricidad de fuentes renovables y agua son los elementos que permitirán obtener el hidrógeno verde por el procedimiento de la electrolisis. EDP corrige el menor recurso solar para sus futuras instalaciones fotovoltaicas con el apoyo de energía eólica marina para la planta de Aboño y con minicentrales hidráulicas mediante hidrotornillos en Soto de Ribera, además de varias soluciones de almacenamiento energético en ambos emplazamientos.
A su vez, la mayor proximidad de los futuros polos de generación de hidrógeno de EDP en Asturias a los grandes consumidores de energía de la comunidad –lo que ahorrará costes de transporte– la trata de compensar HyDeal con el compromiso en firme de consumo de su energía por parte de dos de sus socios: ArcelorMittal y Enfersa, sin perjuicio de otros clientes y posibles accionistas futuros. "Este es un proyecto que, a diferencia de otros, es completo: incluye generación con energía renovable, transporte y consumo. Se cierra el ciclo", afirmó el director de la factoría de Fertiberia en Trasona, Jesús Alberto González.
EDP sostiene que su proyecto asturiano "es realista" y que "Aboño tiene industrias cerca" mientras que "el transporte de hidrógeno a gran distancia es caro y no está bien desarrollado", señaló hace una semana a este diario en Oviedo su consejero delegado, Miguel Stilwell. La asociación sectorial Hydrogen Europe dijo el miércoles en su último informe que, pese a la desventaja de la distancia, "los costes de transporte de hidrógeno a través de tubería son entre 5 y 10 veces más bajos que los costes de la red eléctrica por unidad de energía" transportada.
HyDeal España (en la que participan HyDeal Ambition, ArcelorMittal, Enfersa, Enagás y DH2 Energy) trata no obstante de atenuar el impacto del transporte por dos vías: situando los electrolizadores junto a las instalaciones fotovoltaicas para evitar el recurso a la red eléctrica (EDP también se inclina por esta solución), y promoviendo un alto volumen de producción –y haciéndolo de modo integrado– para abaratar costes, afirmó el presidente del consorcio, Thierry Lepercq. De aquí que el consorcio se esté abriendo a otros potenciales clientes en Asturias y otras regiones. Su objetivo crucial es que, con unas y otras medidas, el hidrógeno que produzca sea más barato que el gas natural y que el gasóleo.
Fondos. En este empeño, HyDeal pretende lograr la rentabilidad sin recurrir a los fondos europeos y ayudas públicas. Porque, aunque no descarta acogerse a estos programas, su diseño parte de la premisa de que estas aportaciones, de producirse, no deben ser imprescindibles para la viabilidad del proyecto. Frente a este análisis, Stilwell señaló que "hoy el hidrógeno verde necesita el apoyo de la UE o de los gobiernos nacionales para ser competitivo con otros tipos de hidrógeno" emisores de CO2, cuyo coste sigue siendo muy inferior, por más que esta brecha, señaló, se esté reduciendo.
Peso energético. La localización de la generación de hidrógeno en Asturias o fuera de ella tiene otras consecuencias. El expresidente de la patronal metalúrgica asturiana (Femetal), Guillermo Ulacia, indicó la semana pasada que "si lo único que hacemos es consumir hidrógeno y no lo producimos, seguiremos perdiendo peso en el sector energético" en el que Asturias tuvo una contribución muy relevante en España en la era de la generación térmica con carbón, que aún perdura en Aboño y Soto de Ribera tras los cierres de las centrales de Lada y Soto de la Barca.
Frente a esta posición, la directora del Instituto para la Transición Justa, Laura Martín Murillo, sostuvo el 1 de junio en Oviedo que, "salvo el efecto local, las plantas de generación (térmicas, solares o eólicas) tienen poca capacidad de tracción sobre la economía una vez puestas en marcha mientras que el despliegue de las energías renovables (se produzca donde se produzca) sí va a tener con su construcción una gran tirón sobre la industria. "Y Asturias", dijo, "tiene esa industria, lo que no ocurre en otros sitios".
Frente a los dos modelos, la alianza de Naturgy y Enagás opta por una solución intermedia: prevé, como EDP, generar hidrógeno en Gijón con energía eólica marina en la proximidad (aunque también terrestre en Soto de la Barca) y pedirá fondos europeos, mientras que, como HyDeal, también pretende traer hidrógeno desde la meseta, que se producirá en la antigua térmica de La Robla una vez reconvertida.
Los proyectos no son excluyentes. Stilwell dijo que "Asturias tiene una base industrial muy fuerte y que habrá bastante demanda de hidrógeno" para todos los proyectos.
