La falta de clientes compromete las inversiones millonarias del hidrógeno verde en España

La fiebre del hidrógeno terminó hace tiempo en España. Las altas expectativas sobre esta tecnología se redujeron con el paso de los meses e incluso algunas fuentes autorizadas lo calificaron de «bluff». Como toda nueva tecnología, esta necesita una curva de aprendizaje para optimizarse y ser eficiente, algo que no comprendieron muchos inversores o empresarios tras constatar los primeros fallos que tenían las plantas, el sobrecoste de este nuevo gas y la falta de flexibilidad.

Como parte de este proceso, ahora existe un nuevo problema: faltan clientes. Algunas empresas encargadas de producir hidrógeno verde se encuentran desde hace tiempo con el obstáculo de que no tienen un usuario final al que venderle el gas que fabrican. Un escenario complejo para estas compañías, porque encender y apagar la planta consume mucha electricidad y genera un gran coste, por lo que se obliga a tener la central en stand-by para que se encuentre operativa para los días de producción. Una situación que compromete inversiones millonarias, pese a las ayudas públicas.

Tener una planta en stand-by afecta directamente a la vida útil del stack, el corazón del electrolizador y la pieza fundamental para producir hidrógeno verde. El stack puede estar diseñado para funcionar al 100% de su capacidad durante cinco años, pero eso no significa que si se usa al 20% vaya a durar 20 años porque la relación no es lineal. Por eso puede ser necesario sustituir el stack —o los stacks— antes de lo previsto, y este componente representa alrededor del 60% del coste total.

Fuentes del sector subrayan la importancia del hidrógeno a medio plazo para el transporte pesado (donde es difícil que las baterías puedan competir), el acero, el sector cerámico, el cemento… Para ello, es necesario un entramado de colaboración industrial que ayude a demandar el gas verde. Para muchas de estas fábricas son necesarias inversiones millonarias, porque hace falta cambiar los procesos por completo. En países como Alemania, Japón, China y los nórdicos existe este clima que permite a grandes instalaciones de hidrógeno verde generar el gas y transmitirlo a un consumidor final.

Algunas empresas señalaban que, al instalar un electrolizador y comenzar a operarlo, al principio no obtenían hidrógeno, o que salía impuro o a una temperatura inadecuada. La razón es que es necesario integrar todos los componentes del sistema y optimizar procesos como el tratamiento de agua y el almacenamiento, entre otros. Este ajuste suele llevar, como mínimo, un año. Sobre la pureza del hidrógeno, no es lo mismo para el uso directo como combustible para un vehículo que para procesos industriales.

Mientras tanto, el Ministerio para la Transición Ecológica continúa adjudicando ayudas a esta tecnología. Hace unos días, asignó 126,4 millones de euros del mecanismo de subastas como servicio (AaaS, por sus siglas en inglés) para financiar la producción de hidrógeno renovable en dos proyectos localizados en la Comunidad Valenciana y Castilla y León. El pasado verano se adjudicaron 1.223 millones a siete proyectos de hidrógeno verde en Aragón, Andalucía, Castilla y León, Cataluña y Galicia.

Fuentes energéticas afirman a este medio que «los empresarios corren demasiado, pero el hidrógeno, como cualquier otra tecnología, tiene sus tiempos. Como cualquier proceso industrial, se tarda un tiempo en optimizarlo. Los inversores y los empresarios se pensaban que esto consistía en dar a un botón y este comenzaba a salir. Pero esto también se vivió con los paneles fotovoltaicos, que necesitó una curva de aprendizaje». Solo las compañías que usan el hidrógeno como producción y consumo están esquivando la falta de consumidores finales.

El hidrógeno es uno de los grandes objetivos de este Gobierno, que busca impulsar a través de la creación de clústeres de hidrógeno renovable, vinculados a la componente 31 del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR) y al mecanismo RePowerEU de la Comisión. Además, está previsto en el Perte ERHA y se considera determinante para alcanzar los objetivos señalados en la Hoja de Ruta del Hidrógeno Renovable (cuatro gigavatios en 2030) y en la revisión del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), que prevé 12 gigavatios de capacidad de electrólisis para 2030.