La falta de una demanda garantizada hace descarrilar los primeros proyectos del hidrógeno

Dos años después de tomar la decisión final de inversión, la danesa Ørsted acaba de anunciar que abandona su proyecto FlagshipONE de conversión de hidrógeno verde en metanol en Suecia. La primera piedra se puso en mayo de 2023 y entonces era la mayor iniciativa de este derivado de Europa. La energética ha atribuido la decisión a la lentitud de los mercados europeos de combustibles verdes. Su objetivo era «abrir una nueva era para el transporte marítimo», al que pretendía ayudar a descarbonizar. Esperaba iniciar su producción en 2025, con 50.000 toneladas anuales, pero ahora teme que no tengan comprador.

Según justificó, el mercado europeo de combustibles verdes se está desarrollando demasiado despacio y no se acelerará a corto o medio plazo, lo que significa que no será posible ampliarlo y, por lo tanto, reducir los precios para que el negocio resulte económicamente atractivo.

Olivia Breese, directora general de Ørsted en Europa, reconoció «una falta de interés en compras a largo plazo a precios realistas y a escala comercial», que atribuyó, en parte, a la falta de incentivos regulatorios. Y, sin esta demanda, es imposible tener suficiente producción como para reducir los costes y convertirse en un promotor a gran escala.

Estos problemas no solo se dan en Europa. La antigua empresa minera australiana Province Resources ha dejado de lado su proyecto de hidrógeno verde HyEnergy, de 550.000 toneladas al año, culpando del fracaso del proyecto al gobierno regional de Australia Occidental, que «no brinda apoyo». Previamente, su socio francés, Total Eren, ya había abandonado el proyecto.

No son los únicos casos recientes. Poco a poco hay un goteo de iniciativas avanzadas que van descarrilando, casi siempre por los mismos motivos: falta de suficiente apoyo público o incertidumbre sobre la demanda. En el caso del proyecto que lideraba la ciudad de Hannover, en Alemania, ha sido lo segundo. Las autoridades municipales han advertido de que este fracaso les deja un agujero en facturas de más de 10 millones de euros.

La ciudad ideó originalmente un plan para construir una planta de 17 MW de electrólisis. Estimó que costaría alrededor de 25 millones de euros, pero cuando se canceló ya se se había quintuplicado el presupuesto hasta alrededor de 136. No obstante, el gran problema fue la negativa de los potenciales clientes a firmar acuerdos de venta vinculantes, a pesar de las necesidades que tendrán grandes sectores que tiran de la economía germana, como el siderúrgico o la automoción.

Aunque el interés de la gran industria y del transporte por emplear combustibles verdes es claro, la cuestión es cuándo y a qué precio.

El proyecto de EDP para transformar la central de Aboño en un valle del hidrógeno es de las iniciativas más avanzadas de Europa y que más apoyo ha recibido. Realista y madura, como suelen insistir en el grupo energético luso, se encuentra ahora en un momento clave en el que requiere cerrar la futura demanda para avanzar.

La ambición en el terreno del hidrógeno verde es enorme, pero parte del sector prefiere esperar a que se disipen las dudas. De ahí que la firma de contratos para asegurarse el abastecimiento de este gas renovable no vaya al ritmo que las energéticas esperaban, aunque cuenten con un abultado número de memorandos de entendimiento. En el caso de EDP, «con capacidad para el proyecto de la central de Aboño y otros cuatro como este», indicó en la presentación de su estand de la Feria de Muestras el director de Desarrollo y Ejecución de Proyectos de Hidrógeno de la compañía, Rafael Cabañeros.

Pero, sin una certeza sobre la cartera de clientes, a su vez, las iniciativas para generar esta fuente limpia pueden quedar en el aire. Por ello, la prioridad para que salgan adelante es suscribir contratos en firme. Hay que tener en cuenta, además, que las multinacionales energéticas tienen un amplio abanico de iniciativas en diferentes partes del mundo y solo se materializarán aquellas que tengan asegurado su negocio.

Tener compromisos previos de compra es muy relevante para las dos partes. Además, aquellos que proyectan desarrollar valles del hidrógeno, como EDP en Aboño, lo necesitan para recibir las ayudas dirigidas a los ecosistemas diseñados para facilitar la producción y el consumo en una zona concreta, dotadas con 1.200 millones de euros de los fondos NextGenEU. Entre los requisitos que deben cumplir las iniciativas para optar a estas subvenciones está el compromiso previo de compra del 60% de la producción por parte de consumidores.

Así, los beneficiarios deberán demostrar la existencia de preacuerdos de adquisición, mediante memorandos de entendimiento, declaraciones de intenciones o documentación precontractual similar. No obstante, las empresas necesitan pactos más sólidos para garantizar que construir dichas infraestructuras generadoras de hidrógeno tendrá un mercado suficiente.

El entorno de la central de Aboño cuenta con una industria potente que debe descarbonizarse, pero tienen que materializarse los proyectos y los contratos, tener claro que merece la pena dar el paso.

Del lado del consumo, este es el problema de fondo al que se enfrenta también Arcelor con el bloqueo de su planta de reducción directa del mineral de hierro (DRI): duda que pueda contar con el suministro de hidrógeno que se requiere en el pliego para la concesión de los 450 millones de euros en ayudas que ya tiene concedidos y, sobre todo, del coste que supondrá operar la planta.

Previamente, ya había fracasado el ambicioso proyecto que habían denominado HyDeal, la alianza constituida con Enagás, Fertiberia y DH2 para producir hidrógeno verde en Castilla y León y canalizarlo hasta Asturias, y que presentó antes del 'boom' actual. Ni los tiempos previstos ni el precio esperado del hidrógeno coincidían con los intereses de la siderúrgica.