El gas alimenta el viaje hacia la descarbonización industrial

Por ejemplo, el gas natural alimenta plantas cementeras, hornos de metalúrgicas y refinerías de petróleo (de donde se obtiene no solo gasolina o diésel sino también productos como neumáticos, asfalto, y plásticos). Gracias a este recurso energético se puede alcanzar el poder calorífico que necesita la cocción de baldosas cerámicas; o la producción de amoniaco para los fertilizantes que abonan nuestros campos o conseguimos fabricar papel o pasteurizar y esterilizar alimentos.

«Para estos procesos productivos no hay ninguna otra alternativa tecnológica que permita dar respuesta a sus necesidades térmicas», afirma Joan Batalla, presidente de Sedigas, la Asociación Española del Gas. Es decir, que la electricidad, con la que conseguirían ser neutros en carbono, no cuenta con capacidad para alcanzar las altas temperaturas que requieren. De hecho, un estudio de Sedigas y PwC estima que el potencial de electrificación de algunos sectores industriales (refino, químico, papel y metalúrgico) es bajo ya que se sitúa entre el 0 y 5%. Y en otros, como alimentación y cerámica, es medio, entre el 5 y 20%.

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La industria es estratégica para el país. Es el segundo sector, después de los servicios, que más contribuye al PIB nacional con un 17,6%, una cifra que tiene que alcanzar el 20% como es el objetivo europeo. Es tractora de otras actividades (como ingeniería, logística, cadenas de suministros, I+D). Y los seis sectores antes mencionados compiten en mercados internacionales, destinando por tanto gran parte de su producción a la exportación.

El gas se alza entonces como un factor de competitividad. «Somos industrias gasintensivas y eso pesa mucho en el producto final. Competimos en un mundo globalizado, exportamos a China, EE.UU. y países europeos. Así que el precio del gas impacta mucho en la cuenta de resultados. Si nosotros tenemos el gas a 35 euros el MWh y Estados Unidos y otros países europeos lo tienen a 7 euros, la industria española no puede competir. Por tanto, entran productos de fuera desplazando a la producción local y se reducen pedidos que van hacia otros países energéticos con costes más competitivos. A día de hoy el gas natural no tiene alternativa para nosotros», asegura Verónica Rivières, presidenta de GasIndustrial, la patronal de los grandes consumidores industriales de gas.

Y como botón de muestra lo que ha ocurrido en los dos últimos años: los vaivenes en el precio del gas a causa de la crisis energética desatada por la guerra en Ucrania ha puesto contra las cuerdas a la industria que se ha visto obligada a reducir drásticamente su producción, e incluso hasta parar fábricas de forma intermitente. Este año quedan los coletazos mientras se recupera muy lentamente.

Por tanto, sin el gas natural la industria hoy moriría. De hecho, según Sedigas, este combustible representa el 55% del consumo total de la energía que necesita. Las actividades industriales requieren «casi el 60% del gas que se consume en España», apunta Rivières. Se utiliza en una gran variedad de aplicaciones: «Como fuente de calor en calderas y hornos industriales y en sistemas de calentamiento, en cocción y secado en procesos de producción; en procesos de deshumidificación; como materia prima para la producción de plásticos, obtención de productos químicos y farmacéuticos; como combustible para la generación de electricidad y en la cogeneración (generación simultánea de electricidad y calor)», expone Eduardo González, socio responsable de Energía y Recursos Naturales de KPMG en España.

En su favor hay que decir que el gas natural tiene menos emisiones de CO2 que otros combustibles también fósiles como el carbón o el diésel, pero no llega a ser un recurso energético verde. «Emite aproximadamente la mitad de dióxido de carbono que el carbón. Por tanto, es más limpio», afirma Diego García, investigador senior del centro tecnológico Tecnalia.

En las últimas dos décadas el gas natural ha ido sustituyendo al carbón y al gasoil también por otros motivos. «Es versátil y ofrece flexibilidad, se puede almacenar y permite adecuar el consumo a las características del proceso», dice Joan Batalla. El suministro estaba garantizado para una industria que funciona durante 24 horas al día y los 365 días del año. Y «durante muchos años ha resultado muy barato», añade Diego García.

Ha sido su poder calorífico («y su fiabilidad y eficiencia», apunta Eduardo González) la gran ventaja competitiva frente a los demás combustibles, sobre todo para esa industria que precisa altas temperaturas. Por ejemplo, el sector cerámico. «En nuestro mix energético el 90% es gas y el 10% electricidad. Necesitamos alcanzar temperaturas de 1.000 y 1.200 grados para cocer nuestras baldosas cerámicas, que son productos inorgánicos. A esas temperaturas se evapora el agua y se compacta el producto. Y permiten fundir y cristalizar el esmalte que lleva por encima la cerámica», explica Alberto Echavarría, secretario general de Ascer, la Asociación Española de Fabricantes de Azulejos y Pavimentos Cerámicos.

La industria química es otro ejemplo de la necesidad de gas para operar. «Su principal uso es como fuente de energía para ciertos procesos que requieren unas determinadas condiciones térmicas con el fin de propiciar las reacciones químicas necesarias. Por otro lado, también se utiliza como materia prima para obtener productos como amoniaco para la fabricación de fertilizantes, o el etileno para el PVC o metanol», expone Laura Castrillo, directora de Transición Energética, Sostenibilidad y Seguridad Integral de Feique, la patronal de la industria química española.

Electrificar este tipo de procesos de altas temperaturas para que sean más sostenibles es hoy día una misión imposible. En el caso de suelos cerámicos, «los hornos eléctricos solo pueden cocer con ciertas garantías piezas con menos de 8 mm de espesor, cuando en el catálogo cerámico existen piezas de 3 mm a 3 cm. Además durante la cocción se generan gases que son corrosivos para las resistencias de los hornos pero no para un quemador de gas», indica Echavarría. Y en la industria química tampoco resulta viable. «La electrificación de los procesos químicos y demandas de energía y calor, basada en energías renovables, será una de las rutas tecnológicas más importantes para su descarbonización, sin embargo, los precios actuales no permiten su expansión. Además, y aunque las posibilidades de electrificar existen, requieren de desarrollos tecnológicos e inversiones muy importantes. Así, una empresa calorintensiva, a la hora de electrificarse tendría que incrementar significativamente su potencia contratada. Sin embargo, las redes eléctricas en España no están preparadas para soportar este incremento de demanda eléctrica. Es necesario reforzar e invertir en el desarrollo de las infraestructuras de distribución eléctrica», dice Laura Castrillo.

Sea cual sea la actividad, la electrificación es viable para procesos de bajas temperaturas por debajo de 200ºC; incluso habría desarrollo tecnológico que perfeccionar para temperaturas medias, entre 200 y 500ºC. Pero a partir de los 500ºC es donde comienzan los problemas de electrificación. «Existen hornos de inducción y plasmas que están en fases experimentales, pero es muy complicado», reconoce Diego García. Además, también tendría que ser rentable.

Así que la opinión mayoritaria es que el gas natural se seguirá utilizando en la industria durante los próximos años mientras esta avanza hacia su neutralidad climática. Pero el panorama ahora se dibuja distinto para el gas natural. «Es un recurso limitado, que se irá agotando en los próximos años aunque se descubran nuevas bolsas. Y está en manos solo de unos cuantos países del mundo, por lo que las tensiones geopolíticas influyen enseguida en el precio y es impredecible lo que puede ocurrir. Además, el mercado de los derechos de emisión cada vez es más exigente y las empresas empezarán a pagar más por el CO2 que emiten», estima García.

Por tanto, bien porque Bruselas quiera reducir nuestra dependencia energética de terceros países, bien porque las empresas no deseen pagar más por sus emisiones, o bien porque el Viejo Continente camine hacia una economía libre de carbono, lo cierto es que la industria europea se tiene que descarbonizar. Y por supuesto: sin perder de vista su competitividad.

Para contribuir a ese desafío, el biometano y el hidrógeno verde son los gases renovables llamados a sustituir al gas natural. Y en ambos casos España tiene un enorme potencial. «El reto está en que por ahora no son competitivos ni económicamente viables», señala Laura Castrillo.

El biometano parece el mejor posicionado. Para utilizarlo no habría que modificar nada en los 100.000 kilómetros de tuberías y válvulas de la red gasística. «Es perfectamente intercambiable por el gas natural», asegura Joan Batalla. Por tanto, tampoco habría que cambiar ni realizar nuevas inversiones en los equipos y procesos industriales.

El problema es su disponibilidad. España solo cuenta con nueve plantas de biometano (a pesar de tener un gran potencial para producirlo a partir de los residuos de un potente sector agroalimentario) que no llegan a cubrir el 1% de la demanda energética. Tampoco son muy ambiciosos los objetivos del Gobierno. El borrador del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (Pniec) recoge una producción de biogás (que una vez purificado es biometano) de 20 TW anuales.

«Francia tiene 600 plantas», afirma Joan Batalla. «Tenemos capacidad para producir 163 TWh/año y cubrir casi toda la demanda de gas natural en la industria que fue de 166 TWh en 2023», añade. De hecho, Batalla dice que existen unos 200 proyectos privados en diferentes grados de madurez para levantar nuevas centrales de biometano. «El cuello de botella está en la agilidad en la tramitación administrativa», señala.

Más a largo plazo se mira hacia el hidrógeno verde para descarbonizar procesos industriales de alta demanda térmica. Pero es un gas todavía en proceso de maduración que plantea grandes retos para su transporte y en los equipos industriales, que habría que transformar. «Habría que conseguir grandes electrolizadores para producir de forma masiva hidrógeno verde. Hay que investigar nuevos materiales y revestimentos para su transporte y logística ya que es muy volátil y ligero y se infiltra dentro de la estructura del acero generando una debilidad», explica el investigador García.

Hoy día producir hidrógeno verde es caro. «Su precio medio prácticamente triplica el coste del hidrógeno obtenido por reformado del gas y la electricidad que alimenta los electrolizadores supone en torno al 85% del coste final de producción. Los proyectos empresariales, para convertirse en realidad, necesitan un marco de operación sólido que garantice la viabilidad de las nuevas plantas y de sus retornos. Y en el caso del hidrógeno verde requiere de precios eléctricos competitivos, infraestructuras adecuadas y también una regulación específica para que avance su maduración», considera Laura Castrillo.

Algo que no veremos hasta final de esta década, como destaca Eduardo González, de KPMG. «Para que el hidrógeno verde -dice- sea una alternativa real al consumo de gas natural hay que generar una nueva demanda del hidrógeno y hacerlo accesible con el desarrollo de plantas de producción, sistemas de almacenamiento y adaptación de nuevas redes. Hay que avanzar en la tecnología de electrolizadores y en unos precios bajos de la electricidad renovable para reducir el precio del hidrógeno producido a partir de electrólisis. Además, se necesita desarrollar un marco regulatorio estable y claro. Todo esto no se espera que se desarrolle completamente hasta el final de esta década».

En el puzle de la descarbonización industrial, las plantas de cogeneración son otra pieza importante. Aprovechan el calor residual de los procesos productivos y usan gas natural para generar tanto calor como electricidad. Hay cerca de 600. «El 20% de la industria tiene cogeneración», asegura Javier Rodríguez, director general del Acogen, la patronal de esta industria.

Ya están preparadas para incorporar los gases renovables. «Hoy día el 90% utiliza gas natural y ya hay cogeneraciones con biogás. Se pueden adaptar los equipos existentes y los nuevos ya están listos para consumir gases renovables como el hidrógeno verde. Vamos a empezar con una nueva metodología de operación que nos conducirá a un nuevo ciclo para ser más eficientes. Nuestra industria invertirá 800 millones de euros en nuevas plantas y en modernizar las que ya existen. Será una transición de 20 o 25 años», afirma Rodríguez. La subasta de 1.200 MW de cogeneración prevista ayudará en este camino.

Aunque no hay una solución única y homogénea para toda la industria, porque cada empresa tendrá que buscar la suya, el gas natural y los gases renovables son la savia que alimentará la descarbonización industrial y su competitividad.