Las dudas económicas sobre el hidrógeno verde mantienen en el aire inversiones de 4.600 millones

Los expertos plantean dudas sobre la demanda y la competitividad de este gas

Sede de Enagás en Madrid.Getty Images

La fiebre del hidrógeno verde recorre Europa. Este gas, el más ligero de la naturaleza (siete veces más que el gas natural), se ha convertido en el protagonista de las soluciones para afrontar la crisis derivada de la guerra de Ucrania y reducir la dependencia energética de Rusia. Sin embargo, pese a la escenificación política de los presidentes de España, Pedro Sánchez; Francia, Emmanuel Macron y el canciller alemán, Olaf Scholz, prometiendo una red europea de hidrógeno verde, las dudas sobre la financiación de estas infraestructuras, sobre la demanda y la competitividad de su producción, mantienen en el aire inversiones que se presumen millonarias.

En el caso de España, el transportista y gestor del sistema (TSO), Enagás, estima unas inversiones máximas de 4.670 millones de euros en el diseño de la red troncal española junto a dos almacenes. A ello hay que añadir otros 2.500 millones para el llamado H2Med, el hidroducto marino que uniría Barcelona y Marsella a partir de 2026, y en el que se desconoce la participación económica de España.

Pero las previsiones de oferta y demanda, el trazado definitivo de la red principal y las inversiones se concretarán en el PENIEC (Plan Nacional Integrado de Energía y Clima), que se actualizará a mediados de año y en la Planificación Obligatoria del Gobierno.

Por el momento, la mayor interesada en la construcción de estas infraestructuras, Enagás, encargada de abordar una inversión que le retribuirían posteriormente los usuarios de los tubos mediante peajes, ha solicitado a la Unión Europea que dicha inversión se declare proyecto de interés común (PCI), que permiten financiar entre un 30% y un 50% del coste con fondos europeos, según la compañía. Pero la incorporación de Alemania al proyecto obligaría a repartir entre más interesados los fondos para unas infraestructuras que, públicamente, Bruselas ha respaldado. Otra cuestión es que países que no van a disfrutarlas, como Polonia o Hungría, estén de acuerdo en ayudas muy generosas.

Sea como fuere, una vez autorizadas las inversiones, el TSO puede solicitar financiación al BEI o al BCI u optar a otras ayudas. En este punto, los expertos recuerdan que aún no existen en el mundo estándares de ingeniería (presión, temperatura o materiales), para construir hidroductos, lo “que abre muchas incógnitas sobre su coste”.

Pero, ¿qué ocurre con el resto de la inversión? La intención es hacer partícipes del proyecto a empresas productoras de hidrógeno y a los demandantes, la industria (fertilizantes, acero); los procesos en los que se se usa hidrógeno no renovable; generadoras eléctricas o biocombustibles. El hidrógeno verde, “para cuya fabricación se requiere electricidad, agua, sal y mucha seguridad”, no está destinado directamente al usuario doméstico, aunque sí lo utilizará indirectamente al consumir electricidad. El hidrógeno se fabrica con electricidad y puede destinarse a generarla, especialmente, para almacenamiento.

Interesados

La participación de productores y consumidores en el desarrollo de los tubos se abordaría mediante una open season, un proceso por el cual el promotor de la infraestructura de transporte identifica a los interesados en su utilización y en la reserva de capacidad del mismo. Algunas fuentes apuntan al interés de Cepsa en los dos lados de la cadena. En un principio, la open season sería no vinculante y, de detectarse interés, vinculante (en el año 2025).

Un peligro al que apuntan los críticos es que la inversión privada no tenga interés suficiente y que haya que recurrir al aval del Estado para financiar los hidroductos. Según Enagás, un 80% de la red troncal de hidrógeno podría discurrir en paralelo por su actual red de gasoductos, lo que reduciría un 30% su coste. Lo cierto es que el hidrógeno no puede discurrir por la red principal del gas, que es de acero, aunque sí por la secundaria, fabricada con polipropileno.

El éxito del hidrógeno va a depender de su precio. La cuestión que mas dudas despierta. La Agencia Internacional de la Energía recomienda que la fabricación de este combustible no se haga por encima de un euro por kilo o entre 10-20 euros MWh. En estos momentos, se sitúa entre dos y tres euros/kilo, lo que se traduce en un precio de la luz de entre 90 y 120 euros/MWh (aquella cifra se multiplica por 30).

Frente a los que defienden que el hidrógeno solo se justifica cuando la planta de producción, alimentada con la electricidad de una fotovoltaica, se ubique cerca del consumidor industrial, Enagás considera que no siempre es posible esta combinación, por lo que defiende la red de transporte. Por otro lado, teniendo en cuenta que los países que se van a enlazar mediante el H2Med también pueden fabricar su propio hidrógeno verde, hay quien no ve necesaria una red tan costosa. Enagás señala que tanto Francia como Alemania serán deficitarias de hidrógeno.

España sería competitiva, según fuentes empresariales, si su electricidad fuese más barata. Pero en mercados interconectado los precios tienden a converger. Además, Francia cuenta con un gran parque nuclear que le permitirá producir hidrógeno verde a un buen precio.