Los grandes fabricantes europeos de camiones han lanzado un aviso conjunto en el Salón IAA Transportation de Hannover: la transición hacia el transporte pesado sin emisiones no avanza al ritmo necesario y las compañías se encaminan hacia un escenario de fuertes sanciones si la demanda de vehículos eléctricos no despega. Los siete principales fabricantes europeos de camiones y autobuses han reclamado este lunes que la Unión Europea retrase tres años, hasta 2033, el plazo de cumplimiento de los objetivos de reducción de CO2 previstos para 2030.

La petición supone un movimiento poco habitual por parte de una industria que, pese a haber invertido miles de millones de euros en el desarrollo de camiones eléctricos y de hidrógeno. Esos nuevos modelos se han presentado en el Salón de Hannover, como el Tesla Semi, que llega tras varios retrasos. Entre las novedades de pueden ver camiones eléctricos que llegan a 700 kilómetros de autonomía y de hidrógeno que alcanzan los 1.000. Entre las novedades presentadas se encontraban todo tipo de vehículos, desde pequeños cuadriciclos de reparto urbano pasando por furgonetas y camiones para minas y hormigoneras 100% eléctricos.

La industria considera que ahora se enfrenta a un problema que no puede resolver por sí sola: los operadores de transporte todavía no encuentran las condiciones económicas y de infraestructura necesarias para sustituir sus flotas convencionales a gran escala. En una comparecencia conjunta, los máximos responsables de DAF Trucks, Daimler Truck, Ford Otosan, Iveco Group, MAN Truck & Bus, Scania y Volvo Group han advertido de que existe un desfase de al menos tres años entre el desarrollo de los vehículos de cero emisiones y las condiciones que deberían permitir su adopción masiva. Los fabricantes aseguran que ya disponen de una oferta competitiva para los principales usos, desde el transporte urbano y regional hasta las operaciones de larga distancia, pero la demanda continúa siendo insuficiente.

Solo un 2,4% de camiones de cero emisiones

Los datos del mercado europeo respaldan la preocupación. Solo el 2,4% de los nuevos camiones pesados matriculados en Europa son actualmente vehículos de cero emisiones. En algunos de los principales mercados, como España, Italia y Polonia, la cuota se mantiene incluso por debajo del 1%. Alemania, el mayor mercado europeo de camiones, alcanza el 4,3%, mientras que Francia se queda en el 2,4%.

El problema es especialmente relevante porque quedan apenas 45 meses para que entre en vigor el objetivo de 2030. La normativa europea obliga a los fabricantes a reducir las emisiones medias de CO2 de sus vehículos nuevos un 43% en 2030 respecto a la referencia establecida, un 64% en 2035 y un 90% en 2040.

El incumplimiento tiene además una consecuencia económica directa. Los fabricantes se enfrentan a multas de 4.250 euros por cada gramo de CO2 y vehículo que exceda los límites establecidos. Según las estimaciones de la industria, quedarse solo tres puntos porcentuales por debajo del objetivo de 2030 podría generar sanciones de unos 2.200 millones de euros.

“Estamos plenamente comprometidos con el transporte sostenible: se han realizado las inversiones necesarias y hoy en día existe una amplia gama de vehículos libres de CO2”, ha señalado Karin Rådström, presidenta y consejera delegada de Daimler Truck y presidenta del Consejo de Vehículos Comerciales de ACEA. Sin embargo, ha advertido de que la viabilidad comercial de estos vehículos depende de un ecosistema que “claramente se encuentra retrasado” y ha reclamado a la UE que posponga tres años el plazo de cumplimiento de 2030 para evitar las sanciones.

La industria considera que se ha producido un desajuste entre quién tiene la obligación de cumplir los objetivos y quién controla buena parte de las condiciones necesarias para alcanzarlos. Los fabricantes pueden desarrollar y vender camiones eléctricos, pero no pueden decidir por sí mismos cuándo estarán disponibles los puntos de recarga, cuánto costará la electricidad, cuánto tardarán las conexiones a la red o qué peajes deberán pagar los transportistas.

La infraestructura es uno de los principales cuellos de botella. En Europa existen actualmente menos de 2.000 puntos de recarga públicos adecuados para camiones, mientras que la industria calcula que sería necesario instalar al menos 700 nuevos puntos cada mes para alcanzar las necesidades previstas. En el caso del hidrógeno, la situación es todavía más limitada: hay menos de una docena de estaciones de repostaje operativas para vehículos pesados y varias presentan restricciones de funcionamiento.

Frenos a los camiones electrificados

A este déficit se suma la lentitud de las conexiones eléctricas. Los fabricantes denuncian que conectar una nueva infraestructura de recarga a la red puede requerir varios años, incluso cuando las empresas de transporte, los operadores de recarga y los proveedores ya están preparados para invertir.

La rentabilidad del camión eléctrico también continúa condicionada por los costes de explotación. La industria reclama precios energéticos competitivos, una fiscalidad que favorezca la electrificación y un sistema de peajes que refleje adecuadamente las diferencias de emisiones entre las distintas tecnologías. Actualmente, el cobro por emisiones de CO2 en carretera solo está implantado en cuatro Estados miembros.

Los fabricantes también reclaman cambios en las normas europeas sobre pesos y dimensiones para compensar la pérdida de capacidad de carga que pueden sufrir determinados camiones de cero emisiones por el peso adicional de sus baterías. A su juicio, estas modificaciones son necesarias para evitar que el cambio tecnológico se traduzca en una desventaja económica para los transportistas.

Bruselas ya introdujo este año una modificación específica del reglamento de CO2 para proporcionar mayor flexibilidad en el cálculo de los créditos de emisiones durante el periodo 2025-2029. La industria considera que este ajuste era necesario para reflejar el retraso en las condiciones que permiten la transición, pero sostiene que no resuelve el problema de fondo: los objetivos vinculantes y las sanciones por incumplimiento permanecen intactos.

Para los fabricantes, imponer multas multimillonarias en un mercado en el que los camiones eléctricos todavía representan una proporción mínima tendría incluso un efecto contrario al buscado. La industria advierte de que el dinero destinado a las sanciones dejaría de estar disponible para invertir en nuevas tecnologías, capacidad industrial y desarrollo de vehículos de cero emisiones, precisamente en un momento en el que los fabricantes europeos afrontan una creciente competencia internacional.

El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) ha asignado 233,4 millones de euros del mecanismo de subastas como servicio (AaaS) para financiar la producción de hidrógeno renovable a tres proyectos. Uno de ellos está ubicado en Galicia y los otros dos en Castilla-La Mancha. Entre todos suman una potencia de electrolisis de 92,27 megavatios (MW).

Por un lado se apoyará el proyecto Quixotgen Doña Urraca, impulsado por Energy Villarrobledo, en esta localiad albaceteña, que tendrá una potencia de 30 MW y que recibirá 50.216.284 euros.

Por otro, será también beneficio el proyecto Puertollano Hydrogen Network (P-HYNET) de Repsol Renewable and Circular Solutions SA, con sede en Puertollano (Ciudad Real) y una potencia de 12,27 MW. Aquí la ayuda pública será de 49.791.750 euros.

Los proyectos cuentan ya con la correspondiente resolución definitiva del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) otorgando la ayuda.

¿Cómo funcionan estas subvenciones?

Los incentivos de las subastas como servicio se estructuran como subvenciones al hidrógeno producido y certificado como cien por cien renovable –RFNBO, según la Directiva Europea de Energía Renovable–, por un período máximo de 10 años desde el inicio de operación, en proyectos que respeten el principio de no ocasionar un daño significativo al medio ambiente (DNSH) en todas sus fases.

Gracias a estas iniciativas, las empresas beneficiarias sustituirán la energía fósil por hidrógeno generado a partir de electricidad renovable, eliminando las emisiones de CO2.

Se trata, según el MITECO, de “un nuevo paso hacia la descarbonización de la industria española que permitirá, asimismo, reforzar la autonomía energética del país y reducir el consumo”.

Los proyectos habían sido seleccionados en la tercera subasta general del Banco Europeo del Hidrógeno (IF25), pero quedaron fuera de las ayudas de Bruselas al superar el presupuesto comunitario habilitado.

Para rescatar estas actuaciones, el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), entidad adscrita al MITECO, activó el pasado mes de mayo la segunda convocatoria nacional de subastas como servicio (AaaS), dotada con un presupuesto máximo de 440,5 millones de euros con fondos europeos Next Generation-EU del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR).

La selección de los proyectos se ha efectuado respetando el orden de puntuación fijado por la Agencia Ejecutiva Europea de Clima, Infraestructuras y Medio Ambiente (CINEA).

Ya en la primera subasta como servicio española resultaron beneficiarios otros tres proyectos españoles transferidos del mecanismo general del Banco Europeo del Hidrógeno, con sede en Onda (Castellón); Garray (Soria) y en la localidad navarra de Sangüesa, con un total de 220,02 millones de euros en incentivos.

H2 renovable, “una prioridad estratégica”

Esta nueva convocatoria de ámbito nacional se enmarca en la estrategia del Gobierno para impulsar el hidrógeno renovable como una tecnología esencial para avanzar en la descarbonización de la industria, el transporte pesado y otros sectores con mayores dificultades para reducir sus emisiones.

Asimismo, refuerza el despliegue del PERTE de Energías Renovables, Hidrógeno y Almacenamiento (ERHA).

Con estas ayudas, unidas a las de programas como H2 Pioneros, H2 Cadena de Valor, H2 Valles y varias oleadas de IPCEI (Proyecto Importante de Interés Común Europeo) son ya casi 3.000 millones los fondos repartidos a través del IDAE al capítulo del H2 verde, clave en el proceso de descarbonización y en la creación de un completo ecosistema tecnológico e industrial asociado, según lo previsto en la Hoja de Ruta del Hidrógeno Renovable y en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC).

El Gobierno vasco espera tener antes de que finalice el mes de junio las conclusiones de un estudio para determinar si es rentable o no abordar la construcción de un hidroducto que conecte la red de hidrógeno prevista en Euskadi con Francia a través del gaseoducto de Irún. El Ejecutivo ha encargado a través del Ente Vasco de la Energía (EVE) el estudio a las consultoras Team y Tecnalia, que analizarán si se dan las condiciones técnicas para la construcción del hidroducto analizando el potencial mercado transpirenaico de hidrógeno.

“Una vez se determinen las fechas concretas de desarrollo de la conexión de hidrógeno se abordará la capilarización de la red troncal para dar servicio a aquellos usuarios y consumidores que tengan interés”, señala el consejero de Industria, Transición Energética y Sostenibilidad, Mikel Jauregi, en una respuesta remitida al Parlamento Vasco.

El estudio pretende analizar si existen argumentos técnicos y económicos sólidos que justifiquen impulsar una conexión transpirenaica de hidrógeno a través de Irún. El hidrógeno verde es una apuesta clara de la estrategia energética del Gobierno vasco, pero de momento es una fuente de energía incipiente y totalmente en fase de desarrollo. Por eso, con este estudio se pretende caracterizar el potencial de producción y consumo de hidrógeno en ambos lados de la frontera, y así evaluar el interés real y la viabilidad de dicha infraestructura. Es decir, se identificará a los actores clave del sector industrial y energético ubicados en la zona de interés y se mostrará la potencial demanda y oferta de hidrógeno, así como se aportará información relevante para la toma de decisiones en cuanto a las conexiones transpirenaicas de hidrógeno con foco en la conexión por Irún.

El Gobierno vasco ha trasladado al Parlamento Vasco que espera tener las conclusiones del estudio ante de que acabe el primer semestre del año en respuesta a una pregunta parlamentaria de PP. Esta infraestructura se enmarca en el proyecto liderado por Enagás que contempla una inversión de 400 millones de euros en suelo vasco y la construcción de 163 kilómetros de tubería. La parlamentaria Muriel Larrea considera que, aunque “la dimensión internacional y la capacidad de exportación son fundamentales para el posicionamiento de Euskadi como hub energético, es imperativo garantizar que esta infraestructura no sea solo una vía de tránsito, sino un motor de competitividad para el tejido industrial local, especialmente para las pequeñas y medianas empresas (pymes) y las zonas rurales por las que transcurre el trazado”.

Por eso, cuestiona al consejero Jáuregi sobre los “mecanismos de apoyo o cláusulas de fomento se están negociando con Enagás para asegurar que la inversión de 400 millones de euros en Euskadi priorice la contratación de ingenierías, constructoras y proveedores de servicios radicados en el territorio vasco”. También pregunta por las gestiones en Europa para que se considere una conexión prioritaria y se adelanten los plazos, ya que no está previsto esta conexión antes la década de 2040, o las medidas a tomar para que la obra y toda la apuesta por el hidrógeno genere empleo en Euskadi.

Jauregi no da muchos detalles en su respuesta más allá de señalar que se mantienen “conversaciones recurrentemente con los promotores de las diferentes Infraestructuras energéticas donde, entre otras cuestiones, el gobierno refuerza el posicionamiento de la industria vasca en el desarrollo de las mismas” y que el Ejecutivo defiende el valor e interés estratégico de la conexión de la interconexión de hidrógeno por Irún en todos aquellos foros en los que participa en Euskadi, a nivel de Estado y también internacional“. Señala como ejemplo en este sentido, el proyecto europeo Phyrene de colaboración transfronteriza en materia de hidrógeno, en el que participan, entre otras, las regiones francesas de Nouvelle-Aquitaine y Occitanie.

En lo que se refiere al empleo relacionado con el hidrógeno, indica que se están lanzando “diferentes iniciativas de formación y capacitación que se irán reforzando con la penetración del hidrógeno en diferentes ámbitos de actividad. En este sentido, el hidrógeno se ha integrado en la formación reglada de FP mediante nuevas asignaturas y materiales didácticos. Y también se debe remarcar la colaboración entre la viceconsejería de Formación Profesional y el Corredor Vasco del Hidrógeno, asociación público-privada donde participan más de 70 instituciones, empresas y centros tecnológicos de Euskadi”.

La red troncal de distribución de hidrógeno verde, que se presentó el pasado mes de noviembre movilizará en Euskadi entre 350 millones y 400 millones de inversión en su primera fase, y afectará a 50 municipios vascos, uno de cada cinco. En total, serán 163 kilómetros repartidos en dos tramos conectados con el resto del eje de la cornisa cantábrica: el Reocín-Arrigoriaga, con alrededor de 38 km en territorio vasco; y el Arrigoriaga-Haro, con aproximadamente 125 km, que convertirá a Euskadi en un centro neurálgico del mercado del hidrógeno, con un potencial nodo de agregación en la proximidad de Bilbao y Vitoria, donde se agrupan futuros proyectos de producción y consumo, relacionados con el ámbito industrial. En esta primera fase está previsto que arranquen las obras en 2028 y que esté ultimada en 2030, para arrancar después las redes de hidroductos que conectarán con el valle de Ayala y sus industrias, y la conexión de Bergara-Irún y después con Francia, sobre la que se está haciendo ahora este estudio de mercado. En principio, el 80% de la red de hidroaductos en Euskadi discurrirá por el subsuelo de forma paralela a la de los conductos del gas, de Enagás, lo que minimiza el impacto ambiental.

Un equipo de científicos españoles del Consejo Superior de Investigaciones Científicas (CSIC) ha demostrado el papel fundamental del hidrógeno en la creación del polvo cósmico en las estrellas llamadas gigantes rojas, que son las que se encuentran en la fase final de su vida.

Tal y como se explica en el estudio, publicado en la revista Nature Astronomy, el polvo cósmico es esencial para la evolución del cosmos. “El polvo cósmico es uno de los ingredientes fundamentales del universo”, explica José Ángel Martín-Gago, uno de los investigadores principales del trabajo. Estas diminutas partículas sólidas están directamente implicadas en procesos tan importantes como la formación de nuevas estrellas y planetas.

Un proceso clave que aún era un misterio

Hasta ahora, los científicos sabían que la mayor parte de este polvo se origina en las atmósferas de estrellas ricas en carbono, conocidas como gigantes rojas. Sin embargo, el mecanismo exacto por el que se forman estos granos a escala nanométrica seguía siendo un misterio. Para resolver esta incógnita, el equipo utilizó la máquina STARDUST, una instalación única en el mundo capaz de reproducir en laboratorio las condiciones extremas de las atmósferas estelares. Gracias a esta tecnología, los científicos pudieron simular el entorno en el que se forman estos materiales en el espacio.

El experimento se centró en la interacción entre tres elementos clave: carbono, silicio e hidrógeno, todos ellos abundantes en este tipo de estrellas. “Hemos investigado la interacción entre carbono atómico, silicio atómico e hidrógeno molecular”, explica Martín-Gago. El objetivo era observar cómo estos componentes dan lugar a las primeras partículas de polvo cósmico.

Los resultados demostraron que el hidrógeno no es un elemento pasivo, sino que actúa como un catalizador que favorece la formación de granos de carburo de silicio, uno de los principales componentes del polvo en estas estrellas. Cuando la densidad de hidrógeno es elevada, el carbono y el silicio interactúan con mayor facilidad, iniciando una cadena de reacciones químicas que acelera la formación de estas partículas.

Otro de los hallazgos clave del estudio es la identificación de la molécula de dicarburo de silicio (SiC2) como precursora directa de estos granos de polvo. Hasta ahora, esta relación era solo una hipótesis, pero los experimentos y la modelización teórica han permitido confirmarla. Esto ayuda a explicar por qué esta molécula desaparece progresivamente en las observaciones astronómicas: se integra en el material sólido que forma el polvo.

La investigación no solo aporta conocimiento fundamental sobre la formación de estrellas y galaxias, sino que también demuestra el valor de la astroquímica experimental. Tal y como destaca Martín-Gago, “el trabajo ilustra cómo la astroquímica de laboratorio permite conectar procesos nanoscópicos con fenómenos cósmicos a gran escala”. Este avance abre nuevas vías para comprender el origen de los materiales que, millones de años después, pueden formar parte de planetas, meteoritos e incluso de nuestro propio sistema solar.

El bróker Luis Felipe Suárez-Olea se enfrenta a una querella por estafa tras la gestión de 250.000 euros que le confió un inversionista para que invirtiera esa cantidad a través del fondo Langur Holding Corporation SL. Según la querella, a la que ha tenido acceso elDiario.es, el financiero debía colocar ese dinero en participaciones de Enerside Energy SA, una empresa especializada en el desarrollo, construcción y mantenimiento de proyectos de energía renovable, con presencia en España y Sudamérica. En la junta directiva de Langur consta un nombre vinculado al PP, Germán Alcayde, quien fuera jefe de gabinete del expresidente José María Aznar, y, además, compañero de Isabel Díaz Ayuso y de Pablo Casado en las juventudes del PP madrileño. Alcayde entró en diciembre de 2025 a formar parte de la gestora del PP valenciano después de la salida de Carlos Mazón.

Un portavoz de José María Aznar asegura a elDiario.es que el expresidente “no colabora con Suárez-Olea desde hace años”. Juntos se les ha podido ver en actos como el celebrado el pasado enero en el Colegio Mayor Guadaira (Sevilla), donde ambos fueron protagonistas de una tertulia sobre geopolítica y energía patrocinada por el propio fondo de inversión y por otra de las empresas vinculadas al bróker: HVR Energy.

HVR Energy es una energética que pende de Langur y que está especializada en el desarrollo y operación de estaciones de repostaje de hidrógeno. Además de contar en su equipo directivo con Alcayde y con Suárez-Olea (CEO), también incluye en su consejo asesor a Isabel Tocino, quien fuera ministra de Medio Ambiente en el último Gobierno de Aznar.

Precisamente, hace escasos días el Instituto de Crédito Oficial (ICO) informó de que concedía una financiación de casi 13 millones de euros a esa compañía española para su proyecto 'ACTIVA' que contemplaba el despliegue de 30 hidrolineras de hidrógeno en España. En una nota que publicaba la entidad pública, explicaba que HVR es impulsora de uno de los planes más ambiciosos de infraestructura de hidrógeno en Europa, con el objetivo de alcanzar 75 hidrolineras operativas en España antes de 2030. Y añadía que hasta la fecha, ha movilizado más de 33 millones de euros en financiación pública y privada, que permitirán poner en marcha al menos 55 estaciones hasta 2028.

Además de ese crédito del ICO, esa empresa celebraba en sus redes sociales hace cuatro semanas que había firmado un acuerdo con el Comité Olímpico Español (COE) que les convierte en el patrocinador oficial de la entidad hasta los Juegos Olímpicos de Los Ángeles 2028. Y anunciaba que ponía a disposición del organismo presidido por Alejandro Blanco cinco vehículos propulsados por hidrógeno para impulsar “la movilidad más sostenible dentro del ecosistema deportivo español”.

“El artífice del engaño”

La querella acusa a Suárez-Olea de ser “el artífice del engaño urdido” al hacer uso del patrimonio del estafado “en beneficio propio y de sus empresas”. “Y, para dar mayor apariencia de garantía y solvencia (...), se erigió en garante personal de la operación”, indica, para luego recordar que esa inversión 'verde' se materializó pero no llegó a ponerse a nombre del propietario real de esas participaciones. Por eso, el inversor acudió a la Justicia para ir contra el bróker por la vía civil primero —tal y como adelantó El Confidencial— y, de forma complementaria, por la vía penal.

Según el relato de hechos, una vez se hizo con el dinero, el financiero adquirió participaciones de Enerside Energy con Langur y, cuando debía devolver el préstamo al inversor en 2021, movió ese paquete a otra empresa denominada Demonte. Pasaron los meses y el inversor sólo recibió evasivas de parte de Suárez-Olea que siempre le prometía, según la querella, una pronta devolución de las cantidades prestadas. Finalmente, y ante notario, se le exigió el abono de ese préstamo y se hizo un recálculo de los adeudos porque las acciones de la energética se habían revalorizado. El montante ascendió a 1,2 millones de euros.

Una vez que el inversor se percató de que el bróker podía haber seguido idéntico proceder con otros clientes, y puesto que estaba “en paradero desconocido”, decidió interponer la querella, que fue admitida por los juzgados madrileños, y solicitó su declaración como investigado. Esa comparecencia se produjo en marzo de 2025 y en la misma se acogió a su derecho como imputado a no declarar argumentando que no había tenido posibilidad de instruirse sobre la causa que le afectaba.

Pocos días después, el bróker indicó en respuesta a la querella que la misma se basaba en “generalidades, suposiciones, menciones imprecisas y vagas” que no acreditaban ni indiciariamente engaño alguno y que en realidad se interponía “de modo instrumental para forzar una solución a una simple disputa civil”. Y puntualizaba que nunca ha estado en paradero desconocido y siempre ha respondido a las distintas peticiones de información del cliente por lo que solicitó el archivo de la causa.

Más allá de este procedimiento, las fuentes jurídicas consultadas por elDiario.es explican que el último movimiento del financiero ha sido el de consignar los 1,2 millones de euros que le reclamaba el inversor para poner fin a la causa civil, que se había ventilado con una sentencia condenatoria. Así, la vía que continúa latente es la penal.

Mientras esto ocurre, el perfil de LinkedIn de HVR describe a Suárez-Olea como un experimentado profesional del mundo de la banca de inversión y las finanzas, que aporta al proyecto “una sólida trayectoria de 24 años dedicados a la estructuración financiera y la colocación de activos en diversos e importantes sectores industriales, principalmente en energía e infraestructuras”.

El Consejo de Gobierno de Castilla-La Mancha ha aprobado declarar Proyecto de Singular Interés la planta de acero verde que Hydnum Steel proyecta en Puertollano, en la provincia de Ciudad Real, tal y como anunciase en septiembre de 2025.

Se trata de una decisión que, según la portavoz del Gobierno autonómico, Esther Padilla, permitirá que la comunidad autónoma entre “en la primera línea de la nueva industria europea”.

Se trata, añadía, de “un proyecto industrial estratégico para la región” que contará con una inversión de más de 1.521 millones de euros, “y con la previsión de generar más de 5.200 empleos”.

El impacto económico que se espera llegará a los 11.000 millones de euros, ha destacado la portavoz, quien ha justificado que declarar este proyecto de Singular Interés permite al Ejecutivo “actuar con agilidad y avanzar por la vía rápida de la inversión estratégica”, para que pueda instalarse cuanto antes.

“Lo hacemos, además, en un territorio que también se ha consolidado como un nodo importante industrial, como es Puertollano, en un ecosistema en el que ya cuenta con 50 empresas vinculadas al hidrógeno”, ha resaltado.

La decisión se toma después de que el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico adjudicase hace unos días 500 megavatios (MW) de capacidad de acceso a la red eléctrica en el nudo de Brazatortas (Ciudad Real) al proyecto industrial de Hydnum Steel.

La planta de Hydnum Steel está diseñada para convertirse en un “referente” de la descarbonización industrial en el sur de Europa, según apuntaba entonces el subdelegado del Gobierno de España en Ciudad Real, David Broceño. Se alimentará de un combinado de energías renovables entre las que se incluye el hidrógeno verde.

Hace ahora justo un año, el ministro de Industria y Turismo, Jordi Hereu, anunciaba que la futura acería verde recibiría una ayuda de 60 millones de euros procedentes del PERTE de descarbonización industrial. La planta de nueva generación nacerá ya descarbonizada y se lleva, según los datos de hace un año, dos tercios del presupuesto global de 90 millones de euros que se repartirán un total de cinco proyectos en toda España, con cargo a la línea cuatro de los proyectos estratégicos para la recuperación y transformación económica (PERTE).

En Puertollano se encuentra el Centro Nacional de Hidrógeno, y se abre así la posibilidad de establecer alianzas con este polo de investigación.

Ecologistas en Acción ha presentado alegaciones dentro del periodo de información pública al proyecto de construcción de una planta de producción de hidrógeno renovable de 20 MW (PPH2R) prevista en suelo no urbanizable, en las parcelas 255, 256 y 257 del polígono 9 del término municipal de Villar de Arnedo.

La organización ecologista manifiesta su “preocupación” por diversos aspectos del proyecto que, a su juicio, “no han sido adecuadamente evaluados ni justificados, y que podrían tener impactos significativos sobre los recursos naturales, el clima y la seguridad”.

Uno de los principales puntos señalados es el elevado consumo de agua necesario para la producción de hidrógeno. Según los cálculos del promotor, la planta consumiría 172,8 m³ diarios, una cifra que que la asociación ecologista  considera claramente infraestimada.

La organización advierte que, según estimaciones de organismos internacionales y consultoras especializadas, “el consumo real podría situarse entre 250 y 517 m³ diarios, lo que equivaldría al consumo de entre 2.000 y más de 4.000 personas”. Esta diferencia, señalan, “podría comprometer seriamente el abastecimiento hídrico local, especialmente teniendo en cuenta la limitada capacidad del depósito del polígono industrial El Roturo”. Por ello, solicitan una evaluación rigurosa, transparente y realista del consumo de agua, así como un estudio detallado del impacto sobre los recursos hídricos de la zona.

El proyecto prevé el vertido diario de aguas residuales con alta carga salina a la red de saneamiento, lo que podría afectar gravemente al funcionamiento de la depuradora del municipio cuyo caudal medio es limitado. La organización considera imprescindible analizar si esta infraestructura puede asumir dicho volumen sin comprometer su eficacia ni generar impactos ambientales adicionales.

También se  cuestiona que el hidrógeno producido pueda considerarse realmente “verde”, ya que la electricidad utilizada procederá de la red general, “sin garantías de origen renovable adicional”. La organización advierte que el sistema actual de certificados no asegura una reducción real de emisiones, al basarse en mecanismos contables sin impacto ambiental efectivo. Asimismo, critican la ausencia de un análisis de eficiencia energética del proyecto, teniendo en cuenta el elevado consumo eléctrico de este tipo de instalaciones.

“Aunque el hidrógeno no es un gas de efecto invernadero, su potencial de fuga y su interacción con otros gases pueden contribuir indirectamente al calentamiento global”. Ecologistas en Acción alerta de que fugas significativas podrían “reducir considerablemente los beneficios climáticos esperados”.

Además, señalan la necesidad de reforzar las medidas de seguridad industrial y laboral, incluyendo sistemas de monitorización continua, protocolos de emergencia, formación específica para trabajadores, identificación de riesgos laborales específicos, y evaluaciones detalladas de riesgos. Como un acceso público de dichas informaciones.

Ecologistas en Acción denuncia también la falta de definición concreta sobre la aplicación de las Mejores Técnicas Disponibles (MTD), fundamentales para minimizar el impacto ambiental de la instalación. Reclaman que estas medidas se detallen, se hagan públicas y sean evaluables por parte de la administración y la ciudadanía. Por todo lo expuesto, Ecologistas en Acción solicita al Gobierno de La Rioja la paralización de la tramitación del proyecto, la denegación de su autorización en suelo no urbanizable y la emisión de una declaración de impacto ambiental desfavorable.

La organización insiste en la necesidad de que la transición energética se lleve a cabo “con criterios de sostenibilidad real, transparencia y respeto al territorio y a los recursos naturales”.

El futuro Parque Científico y Tecnológico de Economía Circular 'Los Palancares' de Cuenca sigue sumando polémicas. Este proyecto, cuya promotora es la Diputación Provincial y que ya tiene luz verde ambiental para su urbanización interior y para las conexiones exteriores, sigue en el punto de mira de los colectivos ecologistas, quienes ahora denuncian que se han incorporado tres nuevas plantas de gas e hidrocarburos, con “alto impacto ambiental y opacidad” por parte de la institución provincial.

Con 800.000 metros cuadrados de suelo industrial, el futuro parque se tramita como Plan de Singular Interés (PSI) mediante un procedimiento de evaluación ambiental estratégica, puesto que supone la modificación del planeamiento municipal de la ciudad Cuenca. Incluye en total nueve proyectos urbanizadores por un importe de entre 24 y 30 millones de euros, según estima la Diputación provincial.

Ahora, Ecologistas en Acción de la Manchuela denuncia que uno de los proyectos, el denominado 'Nueva Planta I+D del Centro Nacional del Hidrógeno' (NPIDi) incluye cinco plantas piloto más pequeñas que las del anterior proyecto, exclusivamente para uso en investigación. De ellas, dos ya se presentaron, y tres son nuevas y hasta ahora no se habían hecho públicas.

Según el informe que ha realizado este colectivo y al que ha tenido acceso elDiario.es Castilla-La Mancha, estas plantas no generarán energía neta. Al contrario, “la consumirán en su funcionamiento” puesto que se requiere un total de 740 kilovatios de potencia eléctrica.

“También se requerirá energía en el transporte de las materias primas y personal. Los productos obtenidos (gases, combustibles líquidos, subproductos) serán recogidos por gestores autorizados o bien se quemarán en antorchas”, agrega. Sin embargo, en el documento ambiental, aunque la promotora admite afección “sobre los factores climáticos de carácter significativo en el ámbito local, permanente y sinérgico”, el proyecto se considera “compatible” al disponer de “medidas preventivas y correctoras”.

En este documento, Ecologistas en Acción considera “sorprendente” que no se haya evaluado la afección de las columnas de humo generadas por las chimeneas y antorchas de las plantas, ni sobre el aterrizaje y despegue de los helicópteros de la base de las brigadas aerotransportadas (BRIF), que se ha construido en la parcela colindante.

"El proyecto conlleva el estancamiento de masas de aire frío cerca de la superficie y con ello los gases y humos"

Carlos Villeta — Ecologistas en Acción de la Manchuela

Reitera además la frecuencia de situaciones de “inversión térmica” en el valle del río Moscas (uno de los 'puntos calientes' del impacto ambiental del proyecto) que “conllevan el estancamiento de masas de aire frío cerca de la superficie y con ello los gases y humos”.

“El destino único de estas plantas es la investigación científica, pero solo hay grupos de investigación en hidrógeno en la región en Puertollano, concretamente en el Centro Nacional de Experimentación de Tecnologías de Hidrógeno y Pilas de Combustible (CNH2). Cada vez que los investigadores visiten la planta deberán recorrer 612 kilómetros por carretera”, precisa Carlos Villeta, de Ecologistas en Acción.

Por todo ello, Ecologistas en Acción ha presentado este informe ante la Consejería de Desarrollo Sostenible en calidad de interesado, solicitando que el proyecto se someta a evaluación ambiental ordinaria por su “elevado impacto” y sus afecciones a la mencionada microrreserva.

Agregan asimismo que la Diputación tampoco ha explicado por qué se presentó “a bombo y platillo” una planta de biogás y otra de hidrógeno en febrero 2023, “comprometiéndose a facilitar el proyecto” para después, comunicar al Consejo de Transparencia el 11 de febrero de 2024 que no había ningún proyecto de planta de biogás. Para Carlos Villeta, el presidente de la Diputación, el socialista Álvaro Martínez Chana “tiene que dar muchas explicaciones”.

Este medio se ha puesto en contacto con la institución provincial, como promotora del proyecto, para recabar información y valoración sobre las nuevas plantas que denuncian los ecologistas. Por el momento no ha habido respuesta.

Las cinco plantas de I+D de 'Los Palancares'

Según la información recabada, en total serán cinco plantas de este tipo las que se instalarán en el futuro parque de 'Los Palancares'. La primera de ellas será para electrólisis alcalina: utiliza un electrolizador para dividir las moléculas de agua en hidrógeno gaseoso (H2) y oxígeno gaseoso (O2) utilizando electricidad. Consumirá 550 litros de agua al mes.

La segunda de las instalaciones sería una planta piloto de gasificación de biomasa, obtenida de residuos forestales (podas y limpieza de montes) y agrícolas de la zona y de la empresa Ayuntamiento de Cuenca Maderas S.A., mediante el uso de oxígeno como agente gasificante procedente de la planta de electrolisis alcalina. La previsión es que obtenga 2.850 kilogramos al mes de este producto, que se almacenará en botellas hasta su retirada por un gestor autorizado. Contempla su quema en antorcha de seguridad si fuera necesario.

La tercera planta piloto será para digestión anaerobia (microorganismos que metabolizan sin oxígeno) y upgrading (obtención y mejora) de biogás. Esto quiere decir que se producirá la transformación biológica de los residuos orgánicos procedentes de distintas fuentes (alperujo de almazara, residuos vitivinícolas, lactosuero, aguas azucaradas, entre otras). El biogás se almacenará en botellas en la zona de almacenaje. También prevé su posible quema en una antorcha de seguridad.

Por otro lado, el proyecto contempla una cuarta planta piloto, en este caso de metanol, que se realiza mediante la hidrogenación del CO2. Previo a la reacción se mezclan el CO2, el H2 (o gas de síntesis procedente de la planta piloto de electrolisis alcalina).

Finalmente, la quinta planta piloto sería para la producción de hidrocarburos. Para ello, se someterá CO2, N2 y H2 a la reacción de Fischer-Tropsch: polimerización donde se unen CO y H2 para formar cadenas carbonadas. Posteriormente, se realizará una separación de fracciones. Los gases y las fracciones ligeras se quemarán y las pesadas se recircularán. Solo las fracciones intermedias se almacenarán. No se menciona el destino de los hidrocarburos obtenidos.

Otro proyecto “histórico” de la Diputación de Cuenca

Este no es el único proyecto en el que la Diputación de Cuenca actúa como promotora. El pasado mes de febrero, la institución provincial firmó con el Gobierno de Castilla-La Mancha un convenio de colaboración para la construcción de una nueva planta de gestión de residuos cuya inversión total asciende a 46 millones de euros. Este convenio se enmarca entre las actuaciones y objetivos del Plan regional de Prevención y Gestión de Residuos 2030.

El nuevo centro de tratamiento de residuos sólidos urbanos de Cuenca ha llegado a calificarse como “la obra más importante de la historia” de la Diputación de Cuenca. Estará ubicado a 20 kilómetros de la capital en la pedanía de Villanueva de los Escuderos, en el término municipal de Cuenca, en una parcela de 14 hectáreas y con capacidad para 70.000 toneladas de residuos. Estará compuesta por una planta de tratamientos urbanos y biorresiduos, área de compostaje, edificios auxiliares, urbanización y un vertedero de rechazos.

El proyecto contempla, además, líneas para la obtención de compost de calidad y combustible sólido recuperado y tiene prevista una función divulgadora con un aula de educación ambiental que permita convertir al centro de tratamiento de residuos sólidos urbanos en un lugar de formación e información. Su puesta en funcionamiento está prevista para 2028.

La Dirección General de Calidad Ambiental publica este viernes una resolución que concede la autorización ambiental integrada a la empresa Ficus Power, SL para instalar una planta de producción de hidrógeno verde de 50 megavatios, bajo la denominación Alcarria H2, en el término municipal de Torija (Guadalajara).

La planta de producción de hidrógeno verde estará en el polígono industrial de Torija, en dos parcelas, ocupando una superficie de 24.314 m2.

Se trata de una planta de producción por electrólisis de 50 megavatios (MW) y con un régimen de funcionamiento máximo autorizado del 100 % de la capacidad de producción. La empresa deberá instalar un caudalímetro para medición del caudal de vertido a red municipal de saneamiento con sistema de registro y aportará datos de caudal de vertido mensual en el informe anual de funcionamiento de la instalación.

Se trata de una planta industrial química con tecnología de electrólisis, que es la base del sistema de producción de hidrógeno 'renovable', o 'verde' y a la que no se atribuyen emisiones de gases de efecto invernadero asociadas el proceso productivo.

El electrolizador es un dispositivo electroquímico que es capaz de separar la molécula de agua en dos corrientes gaseosas, una de hidrógeno, y otra de oxígeno, mediante la reacción reversible.

Producirá 6.000 toneladas al año para inyectar a la red gasista

La salida del hidrógeno se realizará mediante tubería y se inyectará a la red gasista, aproximadamente unas 6.000 toneladas cada año y el resto será enviado a consumidores industriales o hidrolineras.

Para eso necesitará agua agua potable de la red de abastecimiento municipal, con un caudal de 3.526 m3 al año. Y en todo caso, su puesta en marcha estará condicionada a la puesta en marcha de las “Obras de ampliación y mejora del sistema de abastecimiento de la Mancomunidad de aguas de la Muela.

La solicitud inicial se recibió en julio de 2023 y no ha sido autorizada hasta ahora debido a que la empresa no había aportado la documentación requerida por el ayuntamiento sobre la viabilidad del vertido a la red municipal, entre otras cuestiones. Se estima que el vertido global de la planta es de 14.134 m3 cada año.

Sin embargo, según advierte el director general de Calidad Ambiental, Tomás Villarrubia, en su resolución, la autorización se otorga “sin perjuicio del resto de autorizaciones y licencias que le resulten exigibles”, y se refiere en concreto al almacenamiento de productos químicos y a la emisión de gases de efecto invernadero.

Y es que, según advierte, este tipo de actividad se encuentra recogida en la Directiva Europea 2003/87/ CE que establece un régimen para el comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero en la Unión Europea que debe trasponerse a las leyes españolas. En ese momento la empresa deberá contar con autorización que justifique su idoneidas en cuanto a la emisión de gases de efecto invernadero para funcionar.

El hidrógeno está llamado a ser a la energía del futuro y Euskadi abandera ya muchas de las iniciativas más importantes para su producción, con empresas que están a la cabeza de las propuestas más innovadoras en este campo. Por eso, no quiere quedarse fuera de las acciones que se están realizando ya en otros puntos de Europa para explorar las posibilidades de extraer el hidrógeno del subsuelo. De momento sólo es una propuesta a analizar, sin presuponer la existencia de hidrógeno en el subsuelo vasco, pero con la suficiente base como para que PNV y PSE-EE hayan considerado que merece una partida presupuestaria en las cuentas del año que viene.

En concreto, los presupuestos de 2026, que dedican cerca de 45.000 euros a diferentes actuaciones relacionadas con el hidrógeno, dentro de área del departamento de Industria, Transición Energética y Sostenibilidad, reservan una partida para “Estudios e informes sobre actividades extractivas de áridos, hidrógeno nativo, helio y proyectos de seguridad”, aunque el Gobierno reconoce que responde más a una planificación que a proyectos que estén cerrados.

En una respuesta parlamentaria, el consejero de Industria, Transición Energética y Sostenibilidad, Mikel Jauregi, señala que la citada partida se integra en una línea de actuación habitual del Gobierno vasco dirigida a la realización de estudios y a la elaboración de informes sobre la situación del mercado de los áridos, tanto en lo referente a las explotaciones en actividad como a las explotaciones abandonadas. Asimismo, contempla la redacción de proyectos y demás documentación técnica orientada, en su caso, a la recuperación de antiguas explotaciones y a la adopción de las oportunas medidas de seguridad. En estos prepuestos que se aprobarán este próximo martes, se ha incorporado adicionalmente la referencia a estudios relativos al hidrógeno nativo y al helio, “al tratarse de un ámbito de interés emergente, con el fin de disponer de elementos de valoración técnica ante eventuales circunstancias o proyectos que pudieran plantearse en relación con estos recursos”.

Preguntado por el parlamentario de EH Bildu, Ander Goikoetxea, sobre si se van a realizar preprospecciones técnicas, diagnósticos de geología básica y si serán los primeros pasos hacia la explotación de los recursos naturales, el consejero señala que “la partida no se encuentra asociada a actuaciones cerradas ni a proyectos específicamente definidos, por lo que no tiene un reflejo concreto en términos de prospecciones, diagnósticos de geología básica o fases iniciales de explotación”. Señala en este sentido que la dotación presupuestaria tiene “carácter general” y está destinada a “posibilitar, en su caso, la realización de estudios e informes técnicos que pudieran resultar necesarios ante eventuales circunstancias que se planteen en el futuro, de acuerdo con las necesidades que se vayan identificando en cada momento”.

El departamento de Industria considera que cualquier eventual actuación en materia de recursos naturales subterráneos debe apoyarse necesariamente en estudios rigurosos de geología básica. A este respecto, señala que ya se dispone de una base de información geológica general, “que en su caso podría completarse y actualizarse mediante los estudios que se financien con la citada partida presupuestaria”. “En todo caso, la inclusión de referencias al hidrógeno nativo y al helio en dicha partida no implica presuponer la existencia de un determinado potencial geológico, sino precisamente dotarse de los instrumentos técnicos necesarios para, llegado el momento, poder valorar con rigor y con base científica cualquier circunstancia que pudiera plantearse en relación con estos recursos”.

Cuestionado el departamento por el parlamentario de EH Bildu si puede entrar en colisión la posible búsqueda de hidrógeno con la disolución de Shesa como obliga la Ley de cambio climático, el consejero señala que la inclusión de esta partida presupuestaria se enmarca en una lógica estrictamente técnica y de planificación, y “no guarda relación directa con el proceso de disolución de Shesa”, ya que la decisión de proceder a la disolución de esta sociedad “responde a la reordenación del sector público vinculada a la política energética y, en particular, a la desvinculación de actividades relacionadas con los hidrocarburos”.

Insiste el consejero en que la finalidad de la partida “no es la ejecución de proyectos definidos que requieran ya un contraste detallado de costes y beneficios, sino dotarse de un margen de actuación para la realización de estudios e informes técnicos en función de las necesidades que surjan”.

Red troncal

De momento, Euskadi será un eje fudamental en la red troncal de distribución de hidrógeno verde de Enagás. Movilizará en Euskadi entre 350 millones y 400 millones de inversión en su primera fase, y afectará a 50 municipios vascos, uno de cada cinco. En total, serán 163 kilómetros repartidos en dos tramos conectados con el resto del eje de la cornisa cantábrica: el Reocín-Arrigoriaga, con alrededor de 38 km en territorio vasco; y el Arrigoriaga-Haro, con aproximadamente 125 km, que convertirá a Euskadi en un centro neurálgico del mercado del hidrógeno, con un potencial nodo de agregación en la proximidad de Bilbao y Vitoria, donde se agrupan futuros proyectos de producción y consumo, relacionados con el ámbito industrial. En esta primera fase está previsto que arranquen las obras en 2028 y que esté ultimada en 2030, para arrancar después las redes de hidroductos que conectarán con el valle de Ayala y sus industrias, y la conexión de Bergara-Irún y después con Francia.

La empresa madrileña Piedra Energía 3, SL. ha planteado al Gobierno de Castilla-La Mancha la construcción de una planta para producir hidrógeno verde en Valdepeñas.

Su administrador único es otra empresa, Avalon Renovables, SL. especializada en el desarrollo, construcción y operación de proyectos a gran escala de energías renovables y soluciones de hidrógeno verde.

Acaba de iniciarse el periodo de información pública por el que solicitan autorización ambiental integrada, presentando su estudio de impacto ambiental del proyecto, durante los próximos 30 días.

El proyecto 'Valdepeñas H2' se ha enmarcado dentro de la estrategia de la Unión Europea y España para la descarbonización de la economía y la consecución de la neutralidad climática para 2050. El hidrógeno renovable, o hidrógeno verde, es identificado como un vector energético clave para aquellas áreas donde la electrificación no es la solución más eficiente, como el transporte pesado o ciertos procesos industriales.

La producción de hidrógeno verde se realiza a partir de electricidad renovable y agua mediante un proceso de electrólisis. Este proceso es fundamentalmente libre de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), a diferencia del hidrógeno gris, que actualmente representa el 99% del hidrógeno consumido en España y se produce a partir de gas natural.

España ha desplegado su propia 'Hoja de Ruta del Hidrógeno' con el objetivo de alcanzar 4 GW de potencia instalada de electrolizadores para 2030.

Este proyecto se ubicaría en el término municipal de Valdepeñas, al norte del núcleo urbano y al sur de Manzanares. La planta tendría una capacidad de 290,4 MWn (megavatios nominales) y hasta 377,27 MW en los momentos 'pico' de producción.

Ocuparía un total de 844,85 hectáreas, con una potencia de 250 MW y utilizará el proceso de electrólisis con tecnología alcalina. La energía se evacuará mediante una línea subterránea hasta la subestación de la planta de hidrógeno.

El agua necesaria se obtendrá de la Estación Depuradora de Aguas Residuales (EDAR) municipal de Valdepeñas, ubicada a 11,7 km al sur de la planta. Se suministrará a través de una canalización subterránea. El vertido de las aguas utilizadas se canalizará de vuelta a la toma de aguas residuales de dicha EDAR para su tratamiento.

La planta incluye una zona de almacenamiento de hidrógeno capaz de albergar 42,15 toneladas de H2 en 44 tanques de 200 m³ cada uno.

Una planta solar propia para el autoconsumo

La instalación llevaría asociada además una planta solar fotovoltacia de 377, 27 mw. La razón es que para ser considerada planta productora de hidrógeno 'verde', la energía que utilice debe provenir, al 100%, de fuentes renovables. Lo hará mediante electrólisis que se alimentará de una fuente de autoconsumo, en este caso de su propio huerto solar.

Piedra Energía 3 SL. propone en realidad tres ubicaciones distintas, según las posibilidades, que incluyen hacerlo íntegramente en la ciudad valdepeñera - es la que menos impacto tendría, según justifican- o bien en una zona entre Daimiel, Manzanares y Valdepeñas. La tercera opción sería instalarla entre Membrilla y Valdepeñas.

En todo caso se ubicaría en zona agrícola, sobre la masa de agua subterránea Mancha Occidental I, cuyo estado cuantitativo y químico se considera en mal estado debido a la sobreexplotación y la contaminación por nitratos. Y ya se sabe que parte de las placas fotovoltaicas estarían situadas en zona inundable, lo que requerirá de una declaración responsable del promotor al respecto. El riesgo de sismos en la zona es bajo, por otra parte.

Entre las ventajas que argumenta la empresa están el impacto positivo significativo en la lucha contra el cambio climático y la descarbonización, con una producción anual de hidrógeno verde (33.639 toneladas) que evitaría la emisión de aproximadamente 299.378 toneladas de CO2 equivalente por año en comparación con el uso de gas natural.

Además, se espera un impacto positivo en el empleo local, con picos de hasta 125 trabajadores durante la construcción de la hidrogenadora y un personal fijo de entre 25 y 30 personas durante la explotación.

También se recogen impactos negativos severos relacionados con el paisaje y con la afección al monte bajo, herbáceos o cultivos leñosos durante el proceso de desbroce. Aseguran que los niveles de ruido esperados en las fachadas de los edificios sensibles más cercanos (viviendas de uso agrario) serían “compatibles con los límites legales”, aunque se requeríría de “precauciones” en fase de construcción.

Se prevé realizar un estudio de avifauna anual durante toda la vida útil de la planta, con al menos 16 visitas anuales de seguimiento. Se implementará un vallado cinegético permeable con pasos de fauna cada 100 metros y placas anticolisión para aves. Se instalarán cajas refugio para quirópteros y aves (30 de cada), bebederos y refugios para herpetofauna (10 refugios de piedra y 4 charcas temporales).

La pérdida de vegetación de de paisaje se quiere compensar con la restauración, en concreto con especies autóctonas y prevé que “los vertidos accidentales de aceites” puedan gestionarse con materiales absorbentes y se notificarán a la autoridad competente.

De forma reciente, el Pleno Municipal de Valdepeñas aprobó paralizar las licencias a las plantas de biometano hasta modificar su Plan de Ordenación Municipal para buscar garantías a la hora la posible llegada de este tipo de proyectos a una ciudad que se caracteriza por la producción de vino y, de paso, evitar la proliferación de macrogranjas, aunque no se detalló el posicionamiento sobre las plantas de producción de hidrógeno.

La red troncal de distribución de hidrógeno verde movilizará en Euskadi entre 350 millones y 400 millones de inversión en su primera fase, y afectará a 50 municipios vascos, uno de cada cinco. En total, serán 163 kilómetros repartidos en dos tramos conectados con el resto del eje de la cornisa cantábrica: el Reocín-Arrigoriaga, con alrededor de 38 km en territorio vasco; y el Arrigoriaga-Haro, con aproximadamente 125 km, que convertirá a Euskadi en un centro neurálgico del mercado del hidrógeno, con un potencial nodo de agregación en la proximidad de Bilbao y Vitoria, donde se agrupan futuros proyectos de producción y consumo, relacionados con el ámbito industrial. En esta primera fase está previsto que arranquen las obras en 2028 y que esté ultimada en 2030, para arrancar después las redes de hidroductos que conectarán con el valle de Ayala y sus industrias, y la conexión de Bergara-Irún y después con Francia.

Representantes de los Gobiernos central, vasco y Enagás han escenificado este lunes la apuesta por la generación de hidrógeno verde como fuente de energía renovable en el objetivo de dar pasos hacia la descarbonización de cara al año 2050 y de Euskadi como uno de los centros neurálgicos del desarrollo de esta energía, arropando al más alto nivel institucional la apertura del proceso de partipación pública de la Red Troncal de Hidrógeno en Euskadi, es decir, de un periodo en el que organizaciones, entidades, personas físicas o municipios afectados por el paso de la red, en total 50, podrán realizar las aportaciones o alegaciones que consideren oportunas. En principio, el 80% de la red de hidroaductos en Euskadi discurrirá por el subsuelo de forma paralela a la de los conductos del gas, lo que minimiza el impacto ambiental.

Aún así, dentro del Plan de Participación Pública (PCPP), que estará abierto hasta el mes de diciembre se han organizado una serie de encuentros en los diferentes municipios afectados para explicar el proyecto: 30 en Bizkaia, 7 en Gipuzkoa y 13 Álava. En Bizkaia los municipios afectados por la red son Muskiz, Zierbena, Santurtzi, Abanto Zierbena, Ortuella, Valle de Trápaga, Galdames, Barakaldo, Güeñes, Alonsotegi, Bilbao, Arrankudiaga, Arrigorriaga, Ugao-Miraballes, Zaratamo, Zeberio, Usansolo, Bedia, Lemoa, Igorre, Amorebieta- Etxano, Dima, Durango, Iurreta, Garai, Izurtza, Abadiño, Berriz, Elorrio y Atxondo. En Gipuzkoa Elgeta, Bergara, Oñati, Arrasate-Mondragón, Aretxabaleta, Eskoriatza y Leintz-Gatzaga; y en Álava, Okondo, San Millán, Barrundia, Elburgo, Arrazua-Ubarrundia, Legutio, Zigoitia, Vitoria, Iruña de Oca, Armiñón, Berantevilla, Zambrana y Labastida.

El acto institucional ha tenido lugar en el Puerto de Bilbao, una elección que no es casual, ya que en esas instalaciones se está construyendo la planta de Petronor, la electrolizadora, con una potencia de 10 MW, destinada a la fabricación de hidrógeno verde. La presentación ha contado con la participación del lehendakari, Imanol Pradales, el secretario de Estado de Energía, Joan Groizard, el consejero de Industria, Transición Energética y Sostenibilidad del Gobierno vasco, Mikel Jauregi, y el consejero delegado de Enagás, Arturo Gonzalo. Además, han participado alcaldes y concejales de las localidades por las que transcurrirá la red, además de representantes de los principales actores industriales y empresas de la cadena de valor del hidrógeno de Euskadi.

El lehendakari ha defendido la necesidad de descarbonizar lo más rápidamente posible el modelo económico y de desarrollo vasco sin perder competitividad. “Nos jugamos nuestro empleo, la cohesión social, el progreso tecnológico y el equilibrio ambiental” y “nuestra autonomía estratégica”, ha dicho. Pradales ha señalado que Euskadi está dando pasos para situarse en la vanguardia de la transformación  energética y ha apuntado que “el desarrollo de la cadena de valor del hidrógeno es una de las apuestas estratégicas de Euskadi”. Ha ratificado la voluntad decidida del Gobierno vasco por participar activamente en el desarrollo de esta red a través del Ente Vasco de la Energía (EVE).

Ha recordado, además, que el desarrollo de la economía del hidrógeno además de la descarbonización supone una oportunidad de poder generar nueva industria en torno a los combustibles renovables y de transformar algunas infraestructuras energéticas que favorezcan la descarbonización como la que afecta a la planta de BBE (Bahía de Bizkaia Electricidad)  ubicada en el puerto de Bilbao, que actualmente genera electricidad partiendo del gas como combustible. La nueva infraestructura de hidrógeno abre la puerta a que el gas sea sustituido por el hidrogeno verde lo cual reduciría las emisiones de Euskadi y le acercaría a los objetivos de cero emisiones a 2050.

El secretario de Estado de Energía, Joan Groizard, ha apuntado que “el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, a través del IDAE, ha movilizado ya más de 3.000 millones de euros en ayudas para el desarrollo del hidrógeno renovable”. “Es una apuesta materializada ya en más de 100 proyectos, nueve de ellos en Euskadi, que están movilizando unos 6.000 millones en inversión. Pero el potencial de estos proyectos, grandes y pequeños, se desplegará cuando estén interconectados entre sí con la red troncal de hidrógeno, que actuará como el eje vertebrador del sistema. Este proceso no sería posible sin la coordinación entre la Administración General del Estado, las comunidades autónomas y Enagás, designada por el Consejo de Ministros como operador de la red troncal. Y el proceso de participación pública que iniciamos hoy es una parte esencial de este camino”, ha señalado.

Por su parte, el consejero delegado de Enagás, Arturo Gonzalo, ha destacado que “Euskadi ya es hoy un hub energético e industrial clave en Europa y reforzará este posicionamiento gracias a su rol crucial en la Red Troncal de Hidrógeno”. “A través del Plan de Participación Pública, los municipios, administraciones y la ciudadanía vasca contribuirán al desarrollo de esta infraestructura y a la descarbonización. El hidrógeno verde tendrá un impacto económico y social muy relevante en Euskadi”, ha dicho.

“Retirada urgente e inmediata”. Es lo que solicitaron los conductores de autobús de la línea 145 de la Empresa Municipal de Transportes de Madrid (EMT), después de trabajar y transportar viajeros durante meses en unas condiciones que califican de “insoportables”. Lo hicieron en un escrito conjunto, remitido el pasado 13 de agosto a la gerencia de EMT, donde denunciaban la “avería recurrente” de diez buses con motor de hidrógeno del modelo Caetano puestos en circulación durante la primavera de este mismo año. Su petición se acabó cumpliendo semanas después, cuando la noticia había saltado ya a los medios después de una queja del PSOE de Madrid. Ahora, la millonaria inversión municipal en los buses de hidrógeno se traduce en diez vehículos retirados de las carreteras y almacenados sin uso en Entrevías.

Las quejas recogidas en el documento de los conductores, al que ha tenido acceso Somos Madrid, son variadas. La más importante es el “fallo en el sistema de aire acondicionado”, cuya persistencia provoca “condiciones de trabajo inadecuadas, bajo temperaturas extremadamente altas durante la jornada laboral, lo que conlleva poner en peligro no solo nuestra seguridad y salud, sino la de los pasajeros”. Esto desemboca a su vez en “constantes quejas de los usuarios, muchas irrespetuosas, generando estrés y ansiedad”.

Uno de los reproches del escrito es que, cuando dieron parte de las constantes averías a EMT, “nos informan desde el Control de Entrevías de que tienen la directriz de sustituir un autobús averiado de este modelo por otro del mismo”. Recalcan que esta circunstancia no aportaba “ninguna solución, ya que todos los vehículos siguen presentando este mismo fallo del aire acondicionado”. Todo ello, dicen, acabó causando “una sinrazón: encerrar de nuevo los autobuses al poco tiempo en la estación, una situación surrealista y ajena al raciocinio”.

El texto menciona también “vehículos constantemente averiados, lo que afecta a la operatividad diaria de la flota”. Porque el mal funcionamiento iba mucho más allá de la climatización. Lo explica Agustín (nombre ficticio para preservar su anonimato), conductor de la línea 145 que atiende a este periódico antes de iniciar su recorrido entre Conde de Casal y el Ensanche de Vallecas: “Fue terrible. Los autobuses sufrían muchos fallos electrónicos. Desde que el aire condicionado era mejor quitarlo, porque no había o salía incluso caliente, hasta lo mal que iba la apertura de puertas. Tardaban mucho, eso ralentizaba los trayectos y desesperaba a los viajeros”.

Fue terrible. Los autobuses sufrían muchos fallos electrónicos. Desde que el aire condicionado era mejor quitarlo, no había o salía incluso caliente, hasta lo mal que iba la apertura de puertas

El autobusero cuenta que “no sacan los autobuses de hidrógeno desde septiembre”, algo que hasta cierto punto agradecen: “Había graves errores hasta de diseño. Solo se podían abrir cuatro ventanales, mientras que en la mayoría de modelos puedes abrir todos o casi todos. Eso habría permitido que en primavera, cuando empezamos a detectar los fallos del aire acondicionado, se hubiesen seguido utilizando con normalidad ventilando y ya en verano el problema se habría agravado. Pero como ni siquiera corría el aire, era inaguantable solo con que hiciera un poco de calor. Al final con ese diseño fomentas que los vehículos se queden fuera de circulación y que la calidad o los tiempos del servicio se deterioren”.

Más allá de la climatización: menos espacio y problemas de visibilidad

La ristra de críticas no se queda ahí. Agustín arremete contra el diseño de las cabinas del conductor: “Eran mucho más pequeñas, con lo cual el confort de un sitio en el que pasamos muchas horas al día se resiente. Y con ello, nuestra calidad de vida y la del servicio que podemos ofrecer”. De hecho, expresa la “sorpresa” que sintieron ante el tamaño general de los buses de hidrógeno: “Tenían una capacidad mucho menor a los 90 pasajeros del modelo que llevamos ahora. Si compras vehículos más pequeños, más gente se queda en la parada”.

Las quejas compartidas entre compañeros llegan incluso a los retrovisores. O más bien las cámaras que actúan como tal, ya que el Caetano con motor de hidrógeno es uno de esos modelos más nuevos y eléctricos que utilizan unos espejos de reflexión virtual. Estos elementos proyectan imágenes en pantallas interiores para reducir los ángulos muertos, mejorar la visibilidad y facilitar las maniobras, aumentando así la seguridad. Agustín precisa que es una técnica extendida en buses de EMT, pero las cámaras de estos diez buses de hidrógeno tenían una importante deficiencia: “La protección contra la lluvia estaba mal diseñada, así que con el agua hacía efecto lente y la gota ocupaba toda la pantalla”.

Agustín considera lo ocurrido “un problema de la serie”, ya que los defectos se han repetido en condiciones casi idénticas en las diez unidades incorporadas. Habla de una inversión “de unos 650.000 euros por autobús”, por tanto, 6,5 millones de euros en total, aunque comenta la posibilidad de que todavía pueda reclamarse la garantía de fabricación. Desde el Consistorio confirman esa cantidad. La cifra exacta fue en realidad de 7,7 millones (IVA incluido), según el contrato adjudicado al que tuvo acceso este periódico.

Desde la retirada de estos diez autobuses, la línea reincorporó otro modelo habitual en diversas líneas, que opera con el tradicional gas natural. Agustín insiste: “No es un problema del motor, que con el hidrógeno iba de maravilla y no daba ningún problema, además de que encima se reduce la contaminación. La cosa es que todo lo demás era peor, estaba mal diseñado ya de fábrica. Vinieron defectuosos”.

El PSOE critica “una chapuza más de Almeida”

“En el Ayuntamiento sacaron la hidrogenera de Entrevías como una de sus banderas. Ahora llevan casi dos meses sin darle utilidad y con los buses guardados”, critica Ignacio Benito, concejal del PSOE en Cibeles y portavoz del partido en la Comisión de Urbanismo, Medio Ambiente y Movilidad. Todo ello, lamenta, ante un Gobierno liderado por José Luis Martínez-Almeida que “no reconoció los problemas en agosto y sigue sin hacerlo”. Indica que “no los retiraron cuando lo solicitó el Grupo Municipal Socialista, sino unas semanas más tarde y sin dar una explicación”.

Benito cuenta a este periódico que elevó una petición de información a EMT para conocer el número exacto de averías en estos autobuses de hidrógeno. Desde la entidad, dice, tacharon la cantidad de “limitada y puntual”. Pero el edil afirma que “los partes de averías de los conductores constatan averías un día tras otro”. Asegura incluso que los conductores “no quieren que se arregle el problema porque lo que no les apetece es volver a esos autobuses”.

Para el concejal socialista, son necesarias “explicaciones” ante “lo que el Ayuntamiento vendió como su proyecto estrella para la cochera de Entrevías, que ya sufre la falta de personal o unas líneas que dejan mucho que desear”. Benito recuerda además que “va a ser la última cochera en electrificarse”. Habla de “una chapuza más de Almeida” y de “una inversión que no sirve para nada”.

El fracaso de un proyecto anunciado como “único en Europa”

Desde EMT no responden hasta el momento las consultas trasladadas por este diario acerca de los motivos del funcionamiento defectuoso de los buses, si se reincorporarán vehículos de hidrógeno a la línea 145 y otras o el montante de la inversión total. Fuentes del área de Urbanismo, Medio Ambiente y Movilidad del Ayuntamiento reconocen que “hubo una incidencia en los equipos de climatización de esta flota ya que el rendimiento no era el esperado”. Antes ello, “al igual que ocurre en el resto de la flota, se sustituye el vehículo afectado por otra unidad”.

“Los equipos de climatización cumplían los requisitos de la licitación, obviamente. Desde EMT se ha trabajado con el proveedor para encontrar la solución que mejoerara el rendimiento de los mismos”, aclaran en el Consistorio. Puntualizan igualmente que “los vehículos no se han devuelto al fabricante, se ha solucionado la incidencia de rendimiento de la climatización”.

La relevancia del proyecto para el Gobierno de Almeida, y muy especialmente para el departamento que dirige Borja Carabante, quedó escenificada durante la inauguración de la hidrogenera de Entrevías el pasado noviembre, anunciada como “la primera de Europa”. Al acto acudieron, además del alcalde y el edil delegado de Movilidad, el concejal de Puente de Vallecas, Ángel Niño y el director gerente de EMT, Alfonso Sánchez Vicente.

En esa jornada, el regidor destacó la puesta en marcha de un proyecto “único en Europa”, ya que “no hay ninguna otra capital europea que tenga una estación pública de recarga de hidrógeno”. Presumió de que estos autobuses se recargan en nueve minutos con energías limpias, lo que convierte a Madrid en una “ciudad puntera en las políticas de sostenibilidad del transporte público”. Almeida habló de “políticas sostenibles, eficaces y que generen inversión”. Recordó asimismo que, en 2030, “los 2.000 autobuses que circulan por las calles de Madrid serán cero emisiones”. Toca esperar para comprobar si lo hacen, además, sin acumular incidencias.

¿Y si el futuro del hidrógeno pasara por las latas usadas y el agua del mar? Un grupo de investigadores del Instituto Coreano de Ciencia y Tecnología (KIST) ha desarrollado un nuevo método para obtener hidrógeno sin necesidad de electricidad ni altas temperaturas. La clave está en una aleación de galio que reacciona con aluminio reciclado y agua marina, liberando hidrógeno en el proceso. Aunque el estudio no usó directamente latas, sus autores apuntan que el método sería compatible con aluminio reciclado, como el presente en estos envases.

Un enfoque sin emisiones y de bajo coste

La reacción química no requiere fuentes externas de energía, lo que lo convierte en un método potencialmente escalable y sostenible. Según los investigadores, esta tecnología permitiría generar hidrógeno de forma descentralizada, abriendo la puerta a aplicaciones móviles como generadores portátiles, dispositivos de emergencia o incluso transporte. Aunque no se ha probado aún en vehículos, los autores destacan que el sistema podría facilitar la producción de hidrógeno para aplicaciones de movilidad en el futuro.

El artículo, publicado en Energy Storage Materials, estima que el coste del hidrógeno producido mediante esta técnica sería de unos 9 dólares por kilogramo. Sin embargo, se trata de una proyección teórica basada en condiciones óptimas de laboratorio, como el reciclaje eficiente del galio. “Nuestro sistema no necesita electricidad para descomponer el agua y puede funcionar incluso con agua de mar, lo que lo hace muy prometedor para zonas remotas o con acceso limitado a la red eléctrica”, explica el equipo.

Galio, la pieza clave

El proceso químico se basa en la creación de una microaleación entre galio y aluminio. El galio impide la formación de una capa pasivadora sobre el aluminio —una película que normalmente bloquea la reacción con el agua— y favorece una oxidación sostenida. Esta interacción genera burbujas de hidrógeno de forma constante mientras el metal se consume.

Una de las ventajas del sistema es su sencillez: no requiere catalizadores complejos ni infraestructuras especializadas. “Este enfoque ofrece una alternativa viable a los sistemas de electrólisis tradicionales, que dependen de electricidad y materiales caros como el platino”, destaca el estudio.

Compatible con agua del mar y reciclaje

Otro aspecto innovador es su compatibilidad con agua marina, algo que reduce aún más los costes y amplía las posibilidades de despliegue en zonas costeras. El sistema podría acoplarse a sistemas flotantes o funcionar en plataformas aisladas sin necesidad de redes de suministro.

El uso de aluminio reciclado también representa un paso adelante hacia una economía circular. Los investigadores mencionan que materiales como las latas de refresco podrían convertirse en una fuente accesible y barata de aluminio para el sistema. Aunque todavía no se ha validado a escala industrial, el principio químico es sólido y ha sido reproducido de forma consistente en laboratorio.

Los autores planean continuar el desarrollo del sistema para optimizar su eficiencia y estudiar su escalado. También trabajan en mejorar el proceso de recuperación del galio para abaratar aún más el coste total del hidrógeno generado. Este avance se suma a la creciente búsqueda de métodos alternativos para producir hidrógeno limpio, una de las claves para descarbonizar sectores como el transporte o la industria pesada.

Extremadura contará con una red de hidrógeno que recorrerá 400 kilómetros de la región a lo largo de 51 municipios, 29 en Badajoz y 22 en Cáceres, con un trazado que conectará la Vía de la Plata y la conexión a Puertollano (Ciudad Real), y contribuirá al desarrollo económico sostenible de la región Con ello se convertirá en la comunidad autónoma receptora del mayor plan de participación pública de estas características desarrollado en España, según ha informado la Junta.

La presidenta extremeña, María Guardiola, se ha reunido este martes con el consejero delegado de Enagás, Arturo Gonzalo, para conocer de primera mano los detalles de la red troncal española de hidrógeno en la región, que comienza con el Plan Conceptual de Participación Pública (PCPP).

En concreto, esta red contará con tres tramos en su parte extremeña: Huelva-Mérida, de alrededor de 105 km; Mérida-Salamanca, con unos 180 km; y Almendralejo-Puertollano, con aproximadamente 115 km.

El PCPP contará con 28 jornadas participativas, abiertas a la ciudadanía, que se celebrarán desde el 3 de junio hasta el 11 de julio. Comenzarán en la localidad de Benquerencia de la Serena (Badajoz) y terminarán en Plasencia (Cáceres). 

Como era de esperar, el anuncio que ayer realizaba ArcelorMittal sobre la paralización de todos sus proyectos de descarbonización en Europa, incluidas, por supuesto, sus factorías asturianas, en concreto la de Veriña, en Gijón, y que hacía saltar todas las alarmas porque llueve sobre mojado, ha protagonizado parte de la sesión de control al presidente del Principado en el parlamento asturiano.

En la misma línea de llamamiento a la calma que marcaba ayer el Ministerio de Industria, Adrián Barbón garantizaba este miércoles que “Asturias no prescindirá de la siderurgia integral pues hay compromiso económico (450 millones de euros) y político (el de las administraciones central y autonómica)”.

Así que, ante la posibilidad de que ArcelorMittal pegue la espantada y rechace, como de facto ha venido haciendo hasta ahora, la construcción de una planta de reducción directa de mineral de hierro (DRI), lo que viene siendo la descarbonización de sus factorías, Ministerio de Industria y Principado de Asturias buscarán “un tercero” que acometa esa inversión, con los millones que en su momento puso sobre la mesa el PERTE de descarbonización.

Lo ha confirmado el presidente asturiano quien, además, ha aprovechado para recordar que él llevaba meses abundando en este tema, una vez que el ministro Jordi Hereu destapó la caja de los truenos durante su última visita a Asturias, a mediados del pasado mes de septiembre.

El jefe del Ejecutivo asturiano ha anunciado, además, que al tratarse de un tema “importantísimo” que requiere de un debate “profundo”, en próximas fechas el Principado convocará el Foro por la Industria con el objetivo de abordar la decisión de la multinacional para toda Europa, que Barbón vinculó en todo momento a la agresiva política industrial que están desarrollando China y Estados Unidos.

Cabreo monumental y preocupación a partes iguales es lo que manifiestan los sindicatos por la actitud del gigante siderúrgico. Desde UGT-FICA, su secretario general, Jenaro Martínez, asegura que la siderúrgica no está actuando de una manera diferente a como hace habitualmente y que esta maniobra responde a un “chantaje para conseguir más dinero para realizar sus inversiones”. No obstante, reconoce preocupación por la paralización de las plantas DRI, que son una inversión “fundamental”.

Más incisivos han sido desde Comisiones Obreras, sindicato que asegura que la descarbonización llegará a Asturias con el cierre de las plantas siderúrgicas y la pérdida de miles de empleos. Más de 2000 empleos directos e “imposible de contabilizar” los indirectos, asegura desde la factoría de Gijón José Manuel Castro, quien remarca la sangría que supondría para la región la marcha de ArcelorMittal, teniendo en cuenta que en torno al doce por ciento de su PIB depende de la siderúrgica.

Castro culpa a las administraciones central y autonómica por ser “cómplices” de lo que está sucediendo y también por no haber sido capaces de hacer que la multinacional cumpla sus compromisos con Asturias.

Instituto Internacional de Derecho y Medio Ambiente

Massimiliano Patierno, ingeniero ambiental del Instituto Internacional de Derecho y Medio Ambiente, se suma a las dudas ya expresadas desde varios ámbitos sobre el compromiso real de la empresa con su descarbonización, poniendo en peligro la viabilidad de sus factorías, entre ellas las asturianas, y el mantenimiento de miles de puestos de trabajo.

Patierno ha señalado que “como uno de los principales fabricantes de acero a nivel mundial, ArcelorMittal debería marcar la pauta de la innovación y el progreso, no frenar su transformación”, y es que para este ingeniero ambiental la transición a un sector del acero basado en energías renovables no solo implica una reducción de las emisiones de carbono, sino que también constituye una oportunidad para construir un ecosistema industrial más fuerte, innovador y preparado para el futuro que beneficie por igual a trabajadores, empresas y comunidades.

El Instituto Internacional de Derecho y Medio Ambiente es una organización de derecho ambiental fundada en 1997, que recientemente ha presentado un recurso contencioso-administrativo ante el Tribunal Superior de Justicia de Asturias, contra el Gobierno del Principado por “consentir que la acería que ArcelorMittal tiene en Veriña (Gijón) contamine más de la cuenta”.

Esta entidad se ha hecho eco de las reivindicaciones que, colectivos vecinales y organizaciones sociales de la zona oeste de Gijón, llevan años denunciando, a raíz de la grave situación de contaminación que sufren a diario, derivada de la factoría siderúrgica, y a la que se suman olores y ruidos.

La decisión de ArcelorMittal

ArcelorMittal ha informado este martes de la paralización de sus plantas de reducción directa de mineral de hierro (DRI), es decir, sus proyectos de descarbonización en toda Europa, incluidas, por supuesto, sus plantas asturianas, debido a que “los entornos político, energético y de mercado en Europa no han avanzado en una dirección favorable”. 

La multinacional asegura que la evolución de la situación con respecto al hidrógeno verde, para que constituya una fuente de energía viable, se está produciendo de manera sumamente lenta y la producción basada en el uso de gas natural en Europa aún no resulta competitiva como solución provisional. Asimismo, demandan reforzar las medidas de protección comercial en respuesta al aumento de las importaciones provocado por la sobrecapacidad de producción en China.

Como argumento a su decisión, el gigante siderúrgico pone sobre la mesa la limitada disposición por parte de los clientes a asumir el sobrecoste que, según explican, conllevaría la compra de acero con bajas emisiones de carbono.

Así las cosas y antes de adoptar decisiones finales sobre las inversiones, dice la multinacional en una nota de prensa, es preciso disponer de plena visibilidad respecto al entorno político que deberá asegurar que la producción siderúrgica con mayores costes pueda ser competitiva en Europa en ausencia de la aplicación de un precio al carbono a escala mundial.

El consejero delegado de Enagás, Arturo Gonzalo, se ha mostrado convencido este martes de que el hidrógeno verde será “competitivo” en 2030 y se convertirá en un “instrumento clave” para la descarbonización de Europa.

En una conferencia con analistas con motivo de la presentación de los resultados trimestrales de Enagás, Gonzalo estimó que, a pesar de que la crisis inflacionista ha elevado la inversión inicial en electrolizadores, se volverá a una senda que permitirá “situar al hidrógeno verde en precios competitivos”, teniendo en cuenta además el incremento en los precios de las emisiones de CO2, que hará más atractivo este vector energético.

Gonzalo cree que para ello será “clave” la 'call for interest’, no vinculante, que celebrarán el próximo 7 de noviembre los cinco operadores para recabar el interés del sector en el corredor H2med, ya que marcará “un antes y un después” al tratarse de la primera a nivel panaeuropeo.

Enagás, junto a sus socios GRTgaz, Teréga, REN y OGE, presentó este lunes la solicitud a los fondos CEF (Connecting Europe Facility) para optar a financiación europea y realizar los estudios de detalle de sus Proyectos de Interés Común (PCI); el H2med, la red troncal española y los dos almacenamientos asociados.

Hasta septiembre, la compañía registró unas pérdidas de 130,2 millones de euros, frente a las ganancias de 258,9 millones del mismo periodo del ejercicio anterior, debido a la minusvalía contable de 363,71 millones registrada por la venta de su participación del 30,2% en la estadounidense Tallgrass Energy, cerrada en julio. Esta operación ha permitido a Enagás reducir su deuda neta en casi 1.000 millones, hasta 2.421 millones.

El grupo ha decidido aplazar la actualización de su plan estratégico al primer trimestre de 2025. En julio anunció que lo haría en este último trimestre de este año. El grupo quiere contar con una “mayor visibilidad” regulatoria, retributiva y de las prioridades de la próxima Comisión Europea.

En una conferencia con analistas para presentar los resultados, Gonzalo indicó que la revisión de la metodología de revisión de la tasa de retribución financiera para las actividades del sector, para la que la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) ha lanzado ya una consulta pública, “va a ser un dato muy relevante que nos va a permitir anticipar algunos elementos del próximo periodo regulatorio, aunque las circulares propias del sistema gasista aún van a demorarse un año”.

El ejecutivo insistió en que una tasa de retribución financiera “razonable” para la compañía se situaría en torno al 7%.

El primer ejecutivo de Enagás también confió en que se despeje antes de esa actualización estratégica el laudo por el arbitraje que dirime las discrepancias de la compañía contra el Estado peruano a cuenta del gasoducto GSP, que se ha demorado más de lo previsto.

Gonzalo estimó que, de acuerdo con el criterio de los asesores legales del grupo, este laudo se emitirá “a muy corto plazo” y será positivo para Enagás.

La empresa Alkeymia invertirá 700 millones en Caspe (Zaragoza) en la puesta en marcha de dos plantas de producción de hidrógeno y amoniaco verde a partir de renovables ligadas a dos parques eólicos de autoconsumo, con la previsión de generar 85 empleos directos y de que puedan estar en funcionamiento, en una primera fase, en 2027. El consejero delegado de la compañía, Diego Fabeiro, ha dado a conocer este viernes la inversión de la firma, creada por el fundador de Capital Energy, Jesús Martín Buezas, junto al presidente de Aragón, Jorge Azcón, tras la reunión del Consejo de Gobierno en el que se ha aprobado declarar el proyecto, denominado 'Pilar', de interés autonómico.

El objetivo, ha detallado Azcón, es que esta inversión, que creará 1.000 empleos en la fase de construcción, vea resuelta su tramitación administrativa con rapidez para que se pueda poner la primera piedra a finales de 2025 o principios de 2026. Trámites que también competen al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico al superar los parques eólicos vinculados al proyecto los 50 MW.

En concreto, los parques tendrán 86,7 MW para autoconsumo con excedentes y 105 MW para la planta industrial mediante un acuerdo para la compra de energía, ha precisado Azcón, y su tramitación en el Ministerio, ha apostillado el consejero delegado de Alkeymia, avanza a buen ritmo.

De los 700 millones de inversión, 208 corresponden a la planta de producción de hidrógeno y 272 a la de amoniaco, y 112 y 107 millones a cada uno de los parques eólicos. La previsión, ha apuntado Fabeiro, es iniciar la construcción a finales de 2025 o principios de 2026, con la posibilidad de acelerar una primera fase para que pudiera estar en marcha en 2027. Según ha detallado, se trata de una iniciativa pionera en España para la producción de amoniaco verde a esta escala, ya que la previsión es alcanzar 165.000 toneladas al año que se transportarán por ferrocarril hasta el cliente final, además de 30.000 de hidrógeno verde.

15 millones de euros de financiación europea

El proyecto 'Pilar', ha agregado Fabeiro, cuenta con 15 millones concedidos en diciembre de 2023 de fondos europeos del Perte de Energías Renovables y su ubicación en Aragón responde a la disponibilidad de los recursos necesarios para ponerlo en marcha de renovables y también de agua, que se obtendrá del Ebro gracias a la concesión que tiene el Ayuntamiento de Caspe, además de su ubicación para transportar la producción de amoniaco por ferrocarril a usuarios finales en España o internacionales desde los puertos. Tres cuartas partes del amoniaco que se produce se destina a fertilizantes, con una demanda en España de 2,5 millones de toneladas actualmente, con lo que este proyecto podría cubrir en torno al 5 % de las necesidades, pero también de cara al futuro como combustible para descarbonizar ciertos sectores.

Fabeiro ha destacado que este viernes se una dado un paso importante para que se haga realidad un proyecto que supone inversión, empleo y tecnología para Aragón que contribuirá a seguir posicionando a la región “a la vanguardia” en iniciativas innovadoras, y ha mostrado su confianza en que sea “el primero de muchos”. “Aragón ha hecho los deberes en materia energética y se abre una ventana de oportunidad para traer proyectos como el que presentamos hoy”, ha asegurado.

Las renovables, factor diferencial

Para Azcón, esta inversión demuestra una vez más la fortaleza que Aragón tiene en renovables y el factor diferencial y competitivo que suponen, en este caso, como “ejemplo” de producción y consumo en la propia región de la energía verde, dado que, en la actualidad, aproximadamente la mitad de la energía limpia que se produce en la comunidad se exporta. “Es, sin ningún género de dudas, un ejemplo de lo que queremos hacer”, ha remarcado el presidente sobre el proyecto, el más importante que se está desarrollando en España para la producción de hidrógeno y amoniaco verde.

El ministro de Industria, Jordi Hereu, ha confirmado este viernes en Asturias que la actividad siderúrgica en el Principado es de interés estratégico “con o sin Arcelor”. Así respondía el ministro ante las insistentes preguntas de los periodistas sobre el proyecto de descarbonización de parte de su producción de acero con hidrógeno, para lo que la multinacional ha recibido una subvención europea, a través de los fondos Next Generation, de 450 millones de euros.

Hereu ha visitado este viernes las instalaciones de Fertiberia, en Avilés, empresa que prevé poner en marcha un proyecto de descarbonización. Le acompañaron el presidente del Principado, Adrián Barbón, la delegada del Gobierno en Asturias, Adriana Lastra, y la consejera de Transición Ecológica, Nieves Roqueñí.

El ministro de Industria ha reconocido que las multinacionales analizan la evolución de los mercados, no solo los europeos, y en base a eso toman sus propias decisiones, “pero nosotros también tomaremos las nuestras”, ha dicho. En este sentido ha dejado caer que “hay diferentes hipótesis”, si bien la apuesta gubernamental por la continuidad de esta actividad no está en cuestión.

Sobre Arcelor Mittal ha señalado que ya están electrificando una de sus acerías, lo que “ya es un paso”, pero que hay que seguir trabajando. “La compañía sabe del interés estratégico, tanto del Gobierno asturiano como del Gobierno de España”, ha dicho.

Así, el representante de Industria ha apostado por la reindustrialización, en la misma línea en la que trabaja Europa, que se lleva a cabo a través de la digitalización y también la descarbonización, para lo que desde el Gobierno de España están desarrollando una política industrial activa, gracias a los fondos europeos Next Generation, articulados a través de los proyectos estratégicos para la recuperación y transformación económica (PERTE).

De los proyectos estratégico que están en marcha, el ministro ha destacado, precisamente, el de descarbonización, liderado por el asturiano Luis Ángel Colunga. En este sentido, Hereu ha destacado que Asturias es una comunidad que “marca el camino con un 20% de peso industrial, el gran deseo que tenemos para toda España”.

Un equip de l’Institut de Tecnologia Química (ITQ), centre d’investigació mixt de la Universitat Politècnica de València (UPV) i del Consell Superior d’Investigacions Científiques (CSIC), i de l’Institut de Tecnologies d’Informació i Comunicacions-ITACA de la UPV ha desenvolupat el disseny de materials que permeten millorar el procés d’obtenció d’hidrogen de l’aigua a partir de radiació microones. El procés permet obtindre hidrogen a partir d’energia elèctrica renovable i evita, així, les emissions de CO₂ derivades de la producció d’hidrogen.

La investigació se centra en la millora notable de la producció d’hidrogen verd a través de cicles redox, en què el material agafa i allibera l’oxigen de l’aigua, separant-la de l’oxigen de manera estable. El procés desenvolupat permet obtindre hidrogen verd a partir d’energia elèctrica renovable a causa del disseny i l’ús de materials que tenen aquestes propietats redox i que responen a la radiació microones. La base del cicle químic redox és la transferència d’electrons entre àtoms de diferents elements en presència del camp electromagnètic induït, cosa que permet l’electrificació del procés.

Les microones aporten avantatges únics en l’electrificació d’un procés redox, com l’aportació d’energia elèctrica sense necessitat de contactes i la disminució dràstica de la temperatura del cicle (de 1300 °C a 400 °C), cosa que disminueix també la complexitat del procés d’obtenció d’H₂ i maximitza l’eficiència energètica.

Principal novetat

La principal novetat del treball és l’estudi exhaustiu de les propietats del material que determinen el rendiment del procés. S’han establit les bases del disseny de materials per a adaptar la producció d’oxigen i hidrogen, i ajustar l’estat energitzat del material en funció de l’aplicació que es vulga. A més, s’ha demostrat que és possible extraure l’oxigen a través d’un procés per pulsacions de gran rapidesa i altament controlat.

“El disseny de les cavitats o cambres on apliquem microones, així com el control del procés de radiació sobre aquests materials, és fonamental per a aprofitar els avantatges únics que ofereix la tecnologia de microones. En els últims anys, aquesta tecnologia s’ha consolidat en nombroses aplicacions industrials a causa de la seua ràpida escalabilitat i alta eficiència energètica.”, explica José Manuel Catalá, director de l’Institut ITACA (UPV).

“Durant la investigació s’ha fet un estudi detallat de la influència en la producció d’hidrogen de diferents dopants introduïts en el material matriu (òxid de ceri) amb l’objectiu d’ajustar la interacció amb la radiació microones i les propietats del material resultant energitzat. Posteriorment, s’ha estudiat la capacitat de producció d’hidrogen d’aquest material i el mecanisme que regeix el procés, que facilitarà el disseny futur de materials”, assenyala José Manuel Serra, director de l’ITQ (UPV-CSIC).

L’estudi, publicat en la revista Advanced Energy Materials, ha demostrat que els materials dissenyats i emprats per a la millora de l’obtenció d’hidrogen són resistents i estables.

El projecte ha sigut finançat pel Ministeri de Ciència, Innovació i Universitats mitjançant fons europeus NextGenerationEU i contractes Ramón y Cajal i per la Generalitat Valenciana.