«Hay que acelerar la regulación del mercado del hidrógeno y la ejecución de incentivos»

-Cepsa prevé invertir 5.000 millones de euros para producir hidrógeno verde y biocombustibles en sus parques energéticos en Andalucía. El CEO de Cepsa, Maarten Wetselaar, quería iniciar la construcción de estos proyectos en 2023 y para ello pide celeridad en las autorizaciones. ¿Se está produciendo por parte del Gobierno, Junta de Andalucía y ayuntamientos? 

-En febrero de este año ya hemos iniciado, junto a Bio-Oils, la construcción de nuestra nueva planta de biocombustibles 2G en Palos de la Frontera (Huelva), que se convertirá en la mayor del sur de Europa y permitirá la producción de 500.000 toneladas de combustibles sostenibles para la aviación (SAF) y diésel renovable, a través de residuos vegetales y aceites usados de cocina. Se trata de un proyecto con una inversión asociada de 1.200 millones de euros y la materialización de nuestro primer gran paso para convertirnos en referentes de combustibles renovables basados en moléculas verdes. La segunda gran pata de este objetivo es el hidrógeno verde, para el cual estamos dando pasos importantes, como el realizado con la firma de la reserva de electrolizadores con empresas líderes como Thyssenkrupp Nucera o Siemens Energy, siendo la mayor reserva de pedido realizado hasta la fecha en el sur de Europa. También hemos avanzado en el desarrollo de un ecosistema de alianzas con socios y clientes, como Fertiberia, EDP, Enagás Renovable, Alter Enersun, Yara, C2X (Maersk), ACE Terminal en el Puerto de Rotterdam o Evos en el puerto de Ámsterdam, para anticipar y empezar las conversaciones para localizar el posible destino de nuestra producción. Todo ello es muy positivo, pero necesitamos aún acelerar la concreción de la regulación del mercado del hidrógeno y de la ejecución de los fondos europeos y los incentivos que podrían tener las inversiones en energías sostenibles.

-¿Cómo van los trámites para los proyectos que tienen con Alter Enersun, Maersk, Yara...?

-Los acuerdos están avanzando de manera positiva, hay mucho interés de empresas locales e internacionales por sumarse al Valle Andaluz del Hidrógeno Verde, porque ven que se trata de un proyecto solvente y que cuenta con el volumen necesario. Esta dimensión posibilita mayores sinergias y alianzas. Con 2.000 MW, es el proyecto más grande presentado hasta la fecha en Europa y los clientes prefieren cerrar acuerdos que generen economías de escala y que faciliten la interlocución, mejor que contactar con múltiples interlocutores dispersos.

-En 2022, Wetselaar se lamentaba de que la normativa sobre producción y transporte de hidrógeno está inmadura en España ¿Sigue siendo así?

-Es necesario implementar de manera ágil la regulación que establezca las bases del desarrollo del mercado del hidrógeno. Las bases están, pero hay que cerrar la letra pequeña, como, por ejemplo, el pago de peajes en las redes troncales para llevar la energía renovable hasta los centros de producción de hidrógeno verde. En el ámbito regulatorio, Europa ha marcado las bases y se ha centrado tanto en el papel de los productores como en la demanda, pero es necesario pasar de las musas al teatro y concretar la letra pequeña de la regulación.

- ¿Se ha hecho en España ya la transposición de las normas europeas sobre hidrógeno?

-Hay parte de la normativa publicada que aplica directamente, otra aprobada que requiere transposición, de la cual nos consta que el Ministerio está trabajando diligentemente para transponer y alguna pendiente de aprobación en Europa que es muy importante que se apruebe urgentemente (por ejemplo, los esquemas de certificación). Adicionalmente tanto el Ministerio como la Junta de Andalucía están trabajando para facilitar el marco del 'permitting', que es algo clave para el desarrollo de los proyectos.

-¿Deben declararse 'zonas preferentes para renovables' para acelerar permisos para la construcción de centros de hidrógeno verde y biocombustibles?

-Lo que creemos es que los activos de generación renovable que firmen acuerdos de suministro para proyectos estratégicos de hidrógeno (como el Valle Andaluz del H2 Verde) deberían tener prioridad en el acceso y conexión a la red, ya que esta tecnología es clave para descarbonizar sectores que no se pueden electrificar y que emiten una de cada tres emisiones de CO2 que se generan en el mundo.

-Cepsa aspira a liderar la producción de biocombustibles de segunda generación. ¿Qué producción quiere alcanzar para 2030?

-Nuestro objetivo es convertirnos en líderes en la producción de biocombustibles en el sur de Europa, alcanzando 2,5 millones de toneladas en 2030, de las que 800.000 serán para combustibles sostenibles de aviación (SAF). Esta producción permitiría que un avión dé 2.000 vueltas al mundo reduciendo hasta en un 90% las emisiones de CO2.

-Parte de la producción de hidrógeno verde de Cepsa será para la propia compañía. ¿Está costando desarrollar o generar esa demanda de hidrógeno verde entre sus clientes? 

-Cepsa será el primer cliente del hidrógeno verde que producirá. Es otra de nuestras ventajas. Llevamos produciendo hidrógeno hace 40 años y somos especialistas en su manejo. La idea es sustituir el hidrógeno gris producido a partir de gas natural por el hidrógeno verde producido a partir de energías renovables. El hidrógeno verde es una fuente de energía limpia y sostenible que se produce a partir de la electrólisis del agua, utilizando electricidad generada a partir de fuentes renovables como la solar o la eólica. Aunque la demanda de hidrógeno verde está creciendo, como lo señala que la hoja de ruta para la transición energética del Gobierno (PNIEC) haya aumentado de 4 GW a 11 GW su proyección a 2030, todavía se enfrenta a algunos desafíos en su desarrollo y adopción, debido a los costes iniciales de implementación, ya que requiere de inversiones significativas; las necesidades de una infraestructura adecuada para su almacenamiento, transporte y distribución; o la regulación que debe conllevar aparejada para posibilitar su desarrollo.

-El hidrógeno verde sigue siendo más caro que el gas natural o el hidrógeno gris.

-La industria quiere una energía competitiva y asequible, pero también es consciente de los costes que generan el aumento de las emisiones de CO2 y de las necesidades regulatorias que mueven su actividad hacia la descarbonización. Más que el precio, lo que necesitan los clientes industriales es certidumbre para conocer cuándo pueden disponer de las nuevas energías sostenibles, como el hidrógeno verde o sus derivados, amoniaco o metanol verde. España tiene las condiciones óptimas, por su potencial para producir energías renovables, de ser la nueva gran industria verde europea, para ello, tenemos que actuar desde ya y movernos rápido. No solo podemos descarbonizar nuestra industria, podemos atraer a nuevas industrias que se instalen en España en busca de los nuevos combustibles renovables.

-¿Qué capacidad le exigirá tener a corto y medio plazo los contratos que ha firmado Cepsa para la venta de hidrógeno verde?

-La consecución de los acuerdos iniciales que ya hemos conseguido con grandes partners y clientes, nos permitiría colocar tres cuartas partes de la producción de hidrógeno prevista hasta 2030. El reto no es vender la producción, esto llegará. El reto es hacerlo antes de que lo hagan competidores chinos o americanos. Estamos en un mercado global y por ello, es importante acelerar el marco regulatorio y las ayudas para poder iniciar la construcción de las plantas lo antes posible.

-Usted ha dicho que Cepsa producirá hidrógeno en Andalucía a mitad de precio que Centroeuropa. ¿En qué rango de precios de hidrógeno verde se podría alcanzar ahora el punto de equilibrio para hacer rentables los proyectos?

-El precio de la electricidad renovable en España, proveniente de parques solares o eólicos, está aproximadamente a menos de la mitad de precio que en el norte de Europa, esto hace que sea mucho más competitivo producir aquí hidrógeno verde, porque el 80% de su coste depende de la energía renovable que incorporas para separar las moléculas de hidrógeno y oxígeno del agua. Con ello, ya existen proyecciones, por ejemplo de Goldman Sachs, que colocan el precio de producir hidrógeno verde en España a un coste de entre 2 y 3 euros el kilo, mientras que en Alemania el coste es del doble.

-Los portavoces de los dos polos industriales de Andalucía dicen que necesitarán la energía equivalente a once centrales nucleares hasta 2030. ¿Puede garantizar la región ese suministro energético con alternativas renovables?

-Andalucía es una de las regiones europeas más competitiva para desarrollar energías renovables, con más horas de sol y viento que el resto, por ello, creo que tiene todas las condiciones para posibilitar el consumo de grandes polos industriales. El hecho de disponer de grandes puertos es otra gran ventaja añadida para exportar la energía sobrante, y también para el acceso a materias primas.

Por tanto,tenemos los mejores mimbres para hacer de España por primera vez en su historia una potencia energética europea, con capacidad de exportar en lugar de tener una dependencia energética del 90% como ocurre ahora. Nuestra red eléctrica y las conexiones de gas son de las mejores de Europa. Para ello, hay que impulsar también la inversión en redes y las interconexiones. Es cierto que es necesario seguir ampliando las inversiones en infraestructuras para gestionar las nuevas energías, pero sabemos cómo hacerlo. Lo importante es acometerlo ya, sin demoras y facilitar su despliegue, el 'permiting' es un factor en el que se pueden incorporar mejoras.

 -¿Está preparada, por ejemplo, la industria aérea civil para usar combustible sostenible (SAF) y ser menos contaminante?

-Si, ya hemos hechos pruebas con muchas de las grandes aerolíneas, la gran ventaja es que no es necesario cambiar los motores convencionales para el uso del SAF. Hoy por hoy la normativa permite hasta un 50% de mezcla con el queroseno tradicional. Lo que hace falta es apoyar a la industria aérea para que puedan acelerar la implantación del SAF como están haciendo en los aeropuertos de Londres o Ámsterdam. El apoyo público para acelerar la implantación de energías sostenibles es la mejor política de lucha contra el cambio climático.

-¿Qué infraestructuras serán vitales para poder exportar ese hidrógeno verde que se produzca en España llegue a Europa?

-El año pasado realizamos un acto en Algeciras con el Rey de España y el de Holanda para presentar el corredor marítimo del hidrógeno verde, que conecte España con el norte de Europa a través del Puerto de Rotterdam. También se ha firmado un acuerdo entre la Junta de Andalucía y ese puerto. Las sinergias entre el sur de Europa, con excedentes de energías renovables y un norte de Europa que necesita fuentes renovables para sustituir el gas ruso, son claras. Los corredores marítimos serán una buena alternativa hasta que se construyan las infraestructuras, como el H2Med, que puedan llevar el hidrógeno verde por tubo.

- ¿Cuándo estará operativo ese corredor marítimo?

-Estamos en el proceso de realizar las inversiones necesarias. Los puertos andaluces serán grandes socios del Valle del Hidrógeno Verde al poder conectar con grandes puertos consumidores de energía como el de Rotterdam. En 2023 firmamos un acuerdo con ACE Terminal para llevar amoniaco verde desde Andalucía a Rotterdam y que luego se pueda convertir en hidrógeno que se transporte por tubo a través de la empresa Gasunie (la Enagás holandesa) que está construyendo una red de hidrógeno para conectar con los grandes polos industriales de Alemania, Holanda o Bélgica. Este año hemos firmado un acuerdo con Evos, para impulsar el almacenamiento de metanol verde que producirá Cepsa en las instalaciones de Evos en los puertos de Algeciras y Ámsterdam. El acuerdo también prevé el almacenamiento de amoníaco verde en las instalaciones de Evos en Algeciras. Estas alianzas permiten consolidar el mercado de los derivados del hidrógeno verde y facilita la logística para el transporte de estos productos entre el sur y el norte de Europa, que se iniciará a partir del año 2026.

 -¿Incluís en vuestra logística futura el 'hidroducto' (H2med) para transportar 2 millones de toneladas de hidrógeno verde al año entre España, Portugal y Francia, incluyendo a Algeciras y Huelva?

-Sí, es una infraestructura muy relevante que parte desde Andalucía y que permitirá dinamizar el mercado del hidrógeno conectando a productores y consumidores, pero hasta que esta infraestructura sea una realidad, el corredor marítimo que hemos establecido para conectar el sur y el norte de Europa, será complementario para facilitar el acceso a los mercados con mayor demanda y potenciar la viabilidad de nuestros proyectos.

-Francisco Montalbán, presidente del Cluster Andaluz del Hidrógeno, advierte que estamos queriendo hacer un tubo para llevar a Francia hidrógeno y podemos correr el riesgo de que sea Francia quien meta en España el hidrógeno morado o rosa a través de ese corredor.

-La demanda de hidrógeno será tan grande que no nos preocupa el desarrollo de otras alternativas. Para que podamos contextualizarlo, Europa ha hecho una apuesta por el hidrógeno verde y espera una producción de 20 millones de toneladas en 2030. Cepsa lidera el mayor proyecto presentado en Europa. Nuestro objetivo es desarrollar el Valle Andaluz del Hidrógeno Verde con una capacidad de electrólisis de 2.000 MW, que nos permitiría producir 300.000 toneladas de hidrógeno verde.Hay un mercado del hidrógeno verde muy amplio que cubrir. Se espera que en 2050 represente entre el 10% y el 27% del mix energético. Lo importante es acelerar los proyectos para evitar que otros mercados ocupen nuestra posición de ventaja.

-Atravesamos un largo período de sequía. Los electrolizadores que permiten la producción de hidrógeno mediante un proceso químico que separa el agua en moléculas de H2 y O2, empleando para ello electricidad y agua. ¿Les preocupa que haya agua y plantas de depuración para ese proceso?

-Tenemos una estrategia de ahorro y optimización del consumo de agua, que nos permitirá reducir un 20% nuestro consumo de agua dulce en 2025. En paralelo, estamos invirtiendo en plantas de reutilización de aguas residuales y desarrollando acuerdos y alianzas con comunidades locales en el ámbito de la economía circular hídrica para conseguir que a pesar de la mayor demanda de agua que suponga la producción de hidrógeno verde, nuestro consumo de agua dulce sea similar a la del comienzo de esta década.

 -¿Hay mano de obra cualificada para atender la demanda de trabajo que exigirán estos proyectos? ¿

-En enero de este año publicamos un informe junto a Manpower sobre el impacto en el mercado laboral europeo del desarrollo de las industrias vinculadas con el hidrógeno verde y los biocombustibles. Las conclusiones son muy alentadoras, las moléculas verdes generarán 1,7 millones de nuevos empleos en Europa y UK hasta 2040 y España liderará la creación de empleo, con más de 180.000. Además, las energías basadas en moléculas verdes impulsarán el crecimiento del PIB europeo en 145.000 millones de euros (incluido un 1% del PIB español). A pesar de ello, es necesario también el reskilling de muchas profesiones y el desarrollo de talento especializado para responder a las nuevas demandas de empleo que surgirán.