El Consejo de Ministros decidió ayer habilitar a Enagás Infraestructuras de Hidrógeno, filial del grupo Enagás, para el ejercicio provisional de las funciones de desarrollo de la red troncal de hidrógeno verde, que incluye la conexión con Portugal y Francia, y que se estructura en dos grandes ejes de hidroductos que cruzarán España.
La resolución del Gobierno, que Enagás calificó de «hito fundamental», supone otorgar de modo provisional a este grupo, que es el gestor técnico del sistema gasista español, la solicitud de autorización, la construcción, la puesta en servicio y la operación, vigilancia y mantenimiento de los proyectos de canalizaciones e instalaciones de almacenamiento subterráneo.
Enagás, un grupo cotizado en Bolsa y que tiene una participación estatal del 5% en su capital, había anunciado el año pasado que el proyecto empezará a ejecutarse en el eje entre Huelva y Gijón, que supondrá 1.250 kilómetros a lo largo de la Vía de la Plata y un coste de 1.850 millones. La pretensión es culminar el despliegue de toda la red básica y troncal en 2030.
La decisión del Consejo de Ministros afecta a todos los trazados y emplazamientos de la red española de hidrógeno que fueron tipificados el pasado 8 de abril como Proyecto de Interés Común (PCI) por la Comisión Europea.
Se trata del mencionado eje de norte a sur entre Andalucía y Asturias –con ramificaciones hacia Puertollano y Galicia, y varias conexiones en Castilla y León, amén de terminales en El Musel y Avilés–, el eje cantábrico que parte de Gijón para continuar por el valle del Ebro y enlazar con la fachada del Mediterráneo –y que suma 1.650 millones de inversión y 1.500 kilómetros––, dos almacenamientos subterráneos en Cantabria y País Vasco –de 335 y 240 gigavatios de potencia respectivamente– y dos conexiones internacionales: la submarina con Francia desde el litoral catalán (el denominado interconector Bar-Mar) y la terrestre entre Zamora y Portugal (interconector Celza). Estos dos últimos integran el denominado proyecto H2Med, para el que se prevé un coste de 2.500 millones.
En conjunto, y una vez sumados los importes de los dos almacenamientos subterráneos previstos –580 y 590 millones de euros respectivamente–, la red troncal española del hidrógeno verde exigirá una movilización de recursos de 7.170 millones hasta 2030.
Enagás explicó ayer que su plan estratégico en vigor (2022-2030) dio prioridad al desarrollo de las infraestructuras de hidrógeno para «contribuir a la seguridad de suministro y descarbonización de España y Europa» y que con este fin constituyó en abril de 2022 la sociedad filial Enagás Infraestructuras de Hidrógeno para separar –de acuerdo con la normativa– sus funciones como operador de las infraestructuras de gas natural y de las de hidrógeno. Agregó que para alcanzar este mismo objetivo ha reforzado su balance, adecuando la política de dividendos y generando recursos adicionales con la venta de activos, como acaba de hacer con la enajenación de su participación en la compañía estadounidense Tallgras Energy. Y sostuvo que para la materialización del plan también constituyó en abril el Observatorio Tecnológico del Hidrógeno.
Enagás llevó a cabo a su vez un proceso de manifestaciones de interés para conocer el alcance de la demanda real de hidrógeno verde para los próximos años por el conjunto de la economía española –y en particular por su industria– y la disposición de inversores y operadores a generar una oferta suficiente de este gas renovable. La conclusión, dada conocer el pasado enero, arrojó volúmenes de oferta y de demanda justificativos de la enorme apuesta inversora que requerirá el despliegue de la red troncal española.
Asturias
En ese estudio se constató, además, que Asturias se erige como el segundo mayor polo de España en consumo previsto de hidrógeno renovable en el horizonte de 2030, solo superado por Andalucía, que multiplica por ocho la población y número de provincias del Principado. Según esta evaluación de expectativas razonables de consumo, la demanda asturiana podría situarse entre 180.000 y 240.000 toneladas anuales de hidrógeno verde.
El principal factor de demanda en la comunidad es su gran industria pesada y que, por las características específicas de sus procesos productivos, se encuadra en el segmento de factorías de difícil electrificación plena, por lo que su descarbonización total sólo sería posible recurriendo al hidrógeno de origen renovable como sustituto de los combustibles fósiles: carbón y gas natural.
De los grandes proyectos vinculados a la descarbonización con hidrógeno ya aprobados o en estudio avanzado y pendientes de decisión, la gran incógnita persiste en la siderurgia, donde ArcelorMittal ha frenado en el conjunto de sus plantas europeas los planes de sustitución de hornos altos por hornos de reducción directa del mineral de hierro (DRI) que consumirían gas renovable. El Gobierno de España aprobó el año pasado una ayuda para el proyecto de Gijón de 450 millones de euros, pero Arcelor demanda a los países europeos garantía adicional de que habrá disponibilidad de hidrógeno verde a precio competitivo que garantice la viabilidad de los DRI.
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