La transición energética de Asturias no es tan verde: del carbón se pasa al gas y la captura de CO2 renace como alternativa al hidrógeno

La transición energética en Asturias no es tan verde como se pintaba. El gas se ha convertido en el principal sustituto del carbón ante el lento desarrollo de las renovables, los grandes proyectos de hidrógeno verde siguen en el aire y varias compañías industriales han dejado en suspenso sus planes para utilizar energías verdes pese a contar con ayudas europeas. De las chimeneas seguirán saliendo gases de efecto invernadero y, en este contexto, los dueños de la regasificadora de El Musel se plantean ahora utilizar esta instalación como planta de tratamiento y almacenamiento del CO2 que emite la industria asturiana.

Según Red Eléctrica de España, Asturias tiene más de 3.800 megavatios de potencia de generación eléctrica instalada y el 42% corresponde a potencia renovable (destacando el 21% de hidráulica y el 18% de eólica). Sin embargo, esa potencia renovable apenas se ha incrementado en los últimos años debido al lento desarrollo de los proyectos verdes. Ha crecido la tasa de renovables en Asturias, pero por la pérdida de potencia de generación térmica con carbón tras el cierre de las centrales de Lada y Narcea.

Es llamativo que el principal proyecto energético que se ha llevado a cabo este año en Asturias es la transformación de la central térmica de Aboño. La alianza formada por EDP y el Grupo Masaveu invirtió 40 millones para reconvertir el grupo 2 de la central y sustituir como combustible principal al carbón por gas natural. Tras 16 semanas de intervención, precedidas de un año de preparación, a finales de julio el grupo 2 de Aboño comenzó a generar electricidad con gas natural y gases siderúrgicos de la vecina planta de Arcelor-Mittal en Veriña. Este nuevo uso de gas a gran escala se ha sumado a un incremento de la actividad de los dos grupos de ciclo combinado de EDP en Soto de Ribera. Es una tendencia general en España vinculada a las medidas puestas en marcha por Red Eléctrica para garantizar la estabilidad del sistema tras el gran apagón del pasado abril.

El consumo de gas

El nuevo grupo de gas de Aboño y el incremento de la actividad de los ciclos combinados de Soto han dado un vuelco a la estadística de consumo de gas natural en Asturias. En octubre –último mes del que se tienen datos– en Asturias se consumieron 1.391 gigavatios hora de gas natural, lo que supone un incremento del 95% con respecto al mismo mes del pasado año, según la Sociedad Asturiana de Estudios Económicos e Industriales (Sadei).

El gas se está convirtiendo en la alternativa al carbón en Asturias y la reconversión del grupo 2 de la térmica de Aboño simboliza esa transición. En Aboño también está previsto el principal proyecto de generación de hidrógeno verde en la región, el denominado Asturias H2 Valley –con una capacidad de electrólisis de 150 megavatios–, pero sus ritmos no tienen nada que ver con los de la central de gas pese a contar con ayudas de varios programas de la Unión Europea.

El pasado mes, el CEO de EDP, Miguel Stilwell, señaló que la multinacional aún no ha tomado una decisión sobre las inversiones de las plantas de hidrógeno verde de Aboño y Soto de Ribera –esta última de menor tamaño– pese a que estaban previstas para 2026. "Desde el punto de vista económico, tenemos primero que ver quién comprará ese hidrógeno, qué clientes lo demandarán", señaló Stilwell.

ArcelorMittal estaba llamado a ser el gran consumidor de hidrógeno verde en Asturias. La multinacional del acero anunció en julio de 2021 una inversión de 1.000 millones para descarbonizar su factoría de Gijón. El plan incluía la sustitución de uno de los hornos altos de Veriña por una planta de reducción directa de mineral de hierro (sistema DRI) con hidrógeno verde y la instalación de un horno híbrido de arco eléctrico alimentado con renovables. ArcelorMittal está ejecutando esa segunda parte del plan, pero la planta DRI con hidrógeno verde ha quedado en suspenso al igual que las previstas por la multinacional para las factorías de Dunkerque (Francia), Gante (Bélgica) y Bremen (Alemania) ante la falta de políticas europeas de protección del acero y el aumento de las importaciones.

ArcelorMittal ha guardado en el cajón el proyecto del DRI de Gijón pese a contar con una ayuda europea de 450 millones y ha alimentado las dudas sobre la viabilidad del uso de hidrógeno verde en la gran industria. Compañías con peso en Asturias como Fertiberia,Cementos Tudela Veguín o DuPont barajaban proyectos de uso de hidrógeno verde, pero no han dado pasos adelante.

Al margen del hidrógeno verde, durante los últimos meses también se han registrado en Asturias renuncias a proyectos que contaban con ayudas europeas del PERTE de descarbonización. Compañías como Corporación Alimentaria Peñasanta (Capsa), del grupo Central Lechera Asturiana; Industrias Lácteas Asturianas (Ilas), conocida por su marca Reny Picot, o la compañía metalúrgica Verot han desistido de sus proyectos de descarbonización al dudar de su viabilidad. "Es probable que haya más renuncias en Asturias a las ayudas del PERTE", señaló Carlos Navalpotro, presidente de Asturiana de Zinc y de la Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energía (AEGE), que destacó los "ajustados" plazos de las ayudas.

La captura de CO2

Con la viabilidad del hidrógeno en duda, en las industrias en las que es difícil electrificar procesos vuelve a oírse hablar de la captura y almacenamiento de CO2 como alternativa para evitar emisiones. En ese contexto, Enagás y Reganosa, propietarios de la planta regasificadora de El Musel, estudian la posibilidad de aprovechar la instalación –rebautizada como Musel E-Hub– para el tratamiento y almacenamiento de CO2 procedente de la industria asturiana intensiva en emisiones.

La actual autorización de funcionamiento de Musel E-Hub como centro logístico de gas natural licuado (GNL) finaliza en diciembre de 2026. Sobre la mesa sigue la estrategia anunciada por Enagás de convertir la regasificadora en una planta multimolécula, en la que podrían tener protagonismo el hidrógeno verde o el bioGNL. Pero también se evalúan las posibilidades del CO2. "Habrá que ir viendo el desarrollo de todo el entorno industrial de la planta de El Musel y las sinergias que se puedan dar tanto en hidrógeno como en CO2, que en Asturias puede tener un potencial muy interesante", apuntó a este diario Claudio Rodríguez, director general de Infraestructuras de Enagás.

Enagás ya explora operar con CO2 en la regasificadora del puerto de Bilbao, de la que es propietario junto con el Ente Vasco de la Energía. El plan pasa por recepcionar CO2 que se capture en las industrias de la zona, licuarlo en la planta regasificadora, almacenarlo en tanques y embarcarlo en buques adecuados para su traslado a los almacenes de CO2 del operador Terega en Francia.

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