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”.

La implantación para la producción de hidrógeno verde avanza en Andalucía con el empuje de inversiones multimillonarias para que la comunidad desempeñe un papel crucial dentro de un sector energético que busca alternativas limpias, rápidas y, sobre todo, eficientes y competitivas. En la actualidad, el Gobierno autonómico apunta que hay 6.200 millones de euros movilizados en diferentes proyectos, entre los que el Valle del Hidrógeno Verde de Huelva cobra vital importancia, ya que soporta toda la cadena de valor y se da paso a la comercialización de la energía. Pero, ¿qué ocurre con su almacenamiento? Una alternativa que cobra cada vez mayor protagonismo consiste en las infraestructuras subterráneas, donde la Universidad de Sevilla y la Asociación para la Investigación y Cooperación Industrial de Andalucía (AICIA) localizan las áreas más idóneas en el sur.

El almacenamiento subterráneo es una de las líneas de innovación tratadas en el Congreso Europeo del Hidrógeno, que tuvo lugar en Fibes y en el que participó Miguel Antonio Peña, secretario de la Asociación Española del Hidrógeno (AeH2). Llega y explica con entusiasmo: entiende la divulgación como el primer paso para que la ciudadanía sea partícipe de este proceso que, si bien no verá de forma palpable, significará el logro de unos objetivos marcados a nivel europeo y mundial. Durante su estancia en Sevilla, recorrió los expositores de investigadores procedentes de más de 40 países en las que se mostraron las principales novedades de un sector imprescindible para la transición energética y en el que la innovación apunta hacia la preparación de combustibles en el sector aéreo y náutico o los derivados, como el amoniaco o el metanol verdes.

“La Unión Europea se refiere al valle de hidrógeno como una zona geográfica donde se integra toda la cadena de valor del hidrógeno, desde el almacenamiento, la distribución y hasta el uso final, por lo que es muy importante la inversión para que este recurso no se vaya a otro sitio”, detalla. En este sentido, España es una de las llaves para conseguir la neutralidad climática para 2050 y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en un 90% para 2040 en el continente europeo. En ese entramado, Andalucía goza de abundante espacio, horas interminables de sol y proximidad a los puertos estratégicos del Mediterráneo. “Esta tecnología ya es madura, ahora bien, por fin, comienza a ser comercial”, subraya, sobre todo al compararse con los combustibles fósiles.

La mirada internacional en China

El proceso para obtenerlo parece sencillo: se produce la electrólisis del agua —proceso en el que se separa el agua en oxígeno e hidrógeno—, utilizando electricidad generada exclusivamente a partir de fuentes de energía renovables como la solar o la eólica, por lo que su producción no genera emisiones de CO₂ a la atmósfera. Una tecnología que se remonta a comienzos de la II Guerra Mundial, recuerda el secretario de AeH2, pero los altos costes han impedido históricamente su desarrollo pleno y, con ello, que se haya generalizado de forma global.

“Es el quid de la cuestión: cómo se puede hacer para que los riesgos financieros sean más bajos”, por ejemplo, a través de las ayudas públicas que están dando las administraciones para lograr la independencia energética, más en un momento de inestabilidad internacional en el que un resquicio de autonomía puede inclinar la balanza. A ello, habría que añadir un marco jurídico estable: “Hay que evitar que ocurra lo que pasó con la fotovoltaica hace 15 años en España con el cambio de gobierno”. Por el momento, en el país hay proyectos con una capacidad de 43 GW para 2030, en vez de los 12 GW que había proyectado el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), es decir, el volumen se ha casi cuadriplicado en apenas un lustro.

El posicionamiento en Andalucía también atrae la mirada internacional. Durante la gira realizada en China por el presidente autonómico Juanma Moreno se anunciaron diversos compromisos comerciales, como el aterrizaje de la compañía Hygreen y Coxanbegoa, invirtiendo 2.000 millones de euros en Huelva para el desarrollo de una plataforma industrial que fabrique y suministre sistemas de producción con capacidad de 1.000 MW de hidrógeno. Además, después del verano se construirá otra fábrica de electrolizadores y de baterías de litio en Málaga con una inversión prevista de 152 millones de euros. A todo ello, habría que añadir los proyectos de la petrolera Cepsa en 2023, cuando anunció un montante de 3.000 millones para la construcción de dos plantas en Palos de la Frontera (Huelva) y San Roque (Cádiz).

Cavernas de sal en Andalucía

La investigación científica es primordial para descubrir alternativas, mejorar experiencias o disipar las dudas en la materia. Muestra de ello fue cómo la Universidad de Sevilla presentó varios estudios a los asistentes, entre los que destaca el del almacenamiento subterráneo. El proyecto Fomento del almacenamiento de energía a gran escala en España: un análisis espacial de emplazamientos potenciales en cavernas de sal para el almacenamiento de hidrógeno, en el que participan Alfredo Iranzo, profesor del departamento de Ingeniería Enértica de la US, y Constantin Back, de la Asociación para la Investigación y Cooperación Industrial de Andalucía (AICIA), hace una cartografía del territorio andaluz para comprobar qué zonas serían las más propensas para instalar este tipo de infraestructuras.

“El hidrógeno es un gas con muy baja densidad y su almacenamiento es complejo: en pequeñas cantidades se hace a presión, pero en grandes cantidades, como cuando tenemos que incorporarlo al sistema energético, se vuelve complicado. Una de las alternativas son las cavernas de sal, donde Andalucía tiene muchísimas posibilidades”, resalta Iranzo en mitad de la nave, en la que ha estado estos días intercambiando observaciones, contactos y experiencias. Las prospecciones geológicas darán luz verde a que se construyan o no, pero antes, hay una serie de requisitos a cumplir para que sean viables desde el punto de vista económico: próximas la futura red troncal de transporte de hidrógeno y de gas natural, y cercanos a la costa.

“Hay un sondeo que muestra unas características perfectas para la creación de una caverna de sal en el norte de Jerez de la Frontera”, explica Back a su lado, de la que resalta su cercanía al Puerto de Algeciras o al propio Valle del Hidrógeno Verde que se construye en Palos de la Frontera. Este foco complementaría a las ubicadas en el norte peninsular, zona en la que se encuentran en la actualidad la mayor parte de las cavernas de sal. ¿Cómo se haría este proceso? El tamaño estándar de la infraestructura es de 500.000 metros cúbicos y, una vez localizado el punto fuera de las áreas de riesgo —como los núcleos urbanos o las áreas militares restringidas—, se inyectaría agua en el interior y se procedería a extraer la salmuera. Con la estructura hecha, se pondría la instalación de comprensión y, posteriormente, se inyectaría el hidrógeno. Con el ensamblaje hecho, comenzaría toda la operación.

El estrés hídrico

Un obstáculo que debe salvar la producción de hidrógeno verde es el estrés hídrico. En el caso del proyecto en el que está inmerso la Universidad de Sevilla y AICIA explican que para disolver un metro cúbico de sal se necesitan ocho metros cúbicos de agua. “Por eso es muy importante que estén ubicados cerca de la costa, porque así se puede bombear directamente hacia mar. Así, se podría utilizar el agua de mar para disolver la sal y devolver ese 99% del agua salada al mar”, consolidando así un circuito sostenible en el que apenas hay desperdicio.

Con respecto al estrés hídrico que sufre el entorno para la producción de hidrógeno verde, el secretario de AeH2 subraya que, en todo caso, siempre será menor en comparación a las energías fósiles. En base a los cálculos internos de la entidad, se ha comprobado que ir en coche desde Barcelona a Madrid requiere 219 litros de agua, mientras que un vehículo que utilizara esta energía solo requeriría 94 litros. Por otra parte, señala que de 8,5 hectómetros cúbicos de agua se generan 11,5 de hidrógeno convencional, mientras que con 7,5 hm³ se logran 8,5 de energía verde.

En comparación, Peña determina que las pérdidas de las redes de agua en las ciudades por su escaso mantenimiento o deterioro son “muchísimo mayores” de lo que se necesita para la tecnología del hidrógeno de cara a 2050. “El agua se recupera, al menos en el entorno más próximo”, de ahí, la importancia de que los valles de hidrógeno que están proyectados en el país dispongan de toda la cadena de valor, desde la producción hasta su consumo. Otra cuestión sería aprovechar las infraestructuras de las antiguas centrales térmicas de carbón o de otras plantas intensivas que hayan cesado su actividad, con el fin de reconvertir todo el armazón productivo. Una conversión en la que Andalucía ya se ha metido de lleno.

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.

La voladura de la gran chimenea de salida de humos de la antigua central térmica de la Sevillana de Puertollano (Ciudad Real), situada en la carretera de Mestanza, prevista para la tarde del 3 de marzo, ha sido aplazada hasta este jueves, 5 de marzo, debido a las previsiones de dirección e intensidad del viento.

A lo largo de esa jornada se procederá al corte de la carretera, aunque la fecha del derribo aún está condicionada hasta 48 horas antes debido a la inestabilidad de la climatología, según han informado a Europa Press fuentes de Repsol.

Una estructural industrial más que desaparece

La demolición de esta infraestructura, que correrá a cargo de la empresa Erri Berri, supone otro importante hito en el desmantelamiento de estas históricas instalaciones energéticas de la ciudad industrial.

La chimenea, de 120 metros de altura y estructura cilíndrica de hormigón, es el último icono visual de la vieja térmica de carbón tras 53 años de existencia, toda vez que ya han sido demolidos prácticamente todos los edificios y estructuras.

La central térmica de Puertollano fue construida y puesta en marcha por la empresa Sevillana de Electricidad en 1972. En 1994 pasó a manos de Endesa, que en 2002 la vendió al grupo italiano ENEL y, a su vez, a la multinacional alemana EON seis años después, cuando la central tenía una plantilla de 72 trabajadores.

Esta central de 220 megavatios de potencia dejó de funcionar en octubre de 2013, un año antes de que la mayoría de los activos de EON en España pasaran a denominarse Viesgo Generación tras su venta a los fondos Macquarie European Infrastructure Fund 4 y Wren House Infrastructure.

Repsol suspendió la planta de hidrógeno verde que proyectaba

Tras su pertenencia a Viesgo, las instalaciones fueron adquiridas por Repsol, que recientemente suspendió el proyecto de planta de generación de hidrógeno verde proyectada conjuntamente con RIC Energy en esta antigua térmica por la “inviabilidad técnica y económica” del proyecto.

En 2013 comenzaron los trabajos de retirada de las distintas unidades. El desmantelamiento culminó en una primera fase el 27 de noviembre del 2015 con la voladura de la torre de refrigeración.

En 2018 Repsol compró a través del fondo australiano Macquarie Super Core Infrastructure los activos no regulados de Viesgo relacionados con la generación de electricidad de bajas emisiones y su comercializadora de gas y electricidad. En 2020 Repsol Generación Eléctrica SL demolió la zona norte-centro de la central.

La energética Moeve (antes Cepsa) ha aprobado una inversión inicial de más de 1.000 millones de euros para poner en marcha su Valle Andaluz del Hidrógeno Verde. El megaproyecto cuenta con la participación de dos socios minoritarios, el gigante de las renovables de Abu Dabi Masdar y Enalter, participada por Enagás Renovable, según han adelantado Financial Times y Expansión y han confirmado a la agencia Efe fuentes de la compañía.

Esta primera fase, bautizada como Proyecto Onuba, supone una inversión de 1.000 millones de euros y estará localizada en La Rábida, la instalación industrial que Moeve tiene en la localidad onubense de Palos de la Frontera. Allí se construirá un electrolizador de 300 megavatios, junto con una nueva generación solar y eólica.

Moeve tendrá un 51% de la primera fase, mientras Masdar, el grupo de renovables de Abu Dabi, y Enalter, en la que participa también Pontegadea, la sociedad de inversión del fundador de Inditex, Amancio Ortega, se repartirán el resto, según la información publicada en los periódicos especializados. Para Masdar se trata del primer gran proyecto de hidrógeno en Europa.

En diciembre de 2022, Moeve, aun bajo la denominación de Cepsa, anunció que invertiría 5.000 millones de euros en su Valle Andaluz del Hidrógeno Verde, en los parques energéticos de San Roque (Cádiz) y Palos de la Frontera (Huelva), para liderar la producción de ese tipo de combustible en Europa.

La firma avanzó entonces que el proyecto, que es la iniciativa más ambiciosa del sector en España y una de las más importantes a nivel europeo, generaría 10.000 puestos de trabajo, mil de ellos directos, además de dinamizar la actividad de 400 pymes y autónomos.

Hace casi un año, el Gobierno adjudicó de manera definitiva un total de 1.214 millones de euros de fondos NextGenEU en ayudas a la creación de grandes valles o clústeres de hidrógeno renovable, de los cuales 303 millones de euros correspondieron al Proyecto Onuba.

Esta nueva infraestructura suministrará hidrógeno verde tanto a las propias instalaciones industriales de la compañía como a terceros, contribuyendo de manera significativa a la descarbonización de la industria y del transporte pesado terrestre, marítimo y aéreo.

De hecho, hace una semana el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico adjudicó 928 megavatios (MW) de acceso a la red eléctrica a grandes proyectos industriales, asociados a una inversión de 3.105 millones de euros, en el primer concurso de acceso de demanda en determinados nudos de la red de transporte. Entre estos proyectos seleccionados figuraban más de 257 MW para Moeve en los nudos onubenses.

Esta decisión de Moeve se produce en un momento en el que la apuesta por el hidrógeno verde parecía estar cayendo en una ralentización en toda Europa, antes las incertidumbres respecto a su competitividad más en el corto-medio plazo.

No obstante, en el caso de España, la apuesta del Gobierno para hacer del hidrógeno verde una de las palancas de la política energética, clave para la descarbonización de la industria, transporte pesado y otros sectores productivos, es firme.

El Consejo de Gobierno ha declarado el proyecto para construir una planta de producción de hidrógeno verde y combustibles sintéticos sostenibles en los antiguos terrenos de Sniace como Proyecto Empresarial Estratégico de Cantabria, tras analizar la solicitud presentada el 6 de septiembre de 2025 por los promotores y comprobar que la iniciativa cumple los requisitos establecidos en la Ley de Simplificación Administrativa.

Se trata del denominado Proyecto 'Besaya Green', promovido por la empresa Besaya Green H2 SL, que se prevé implantar en terreno de los municipios de Torrelavega y Santillana del Mar.

Para la declaración como Proyecto Empresarial Estratégico, la documentación fue remitida a la Consejería de Ordenación del Territorio y a los ayuntamientos afectados, y en octubre y noviembre de 2025 se recibieron los informes preceptivos, “todos ellos favorables y sin observaciones que cuestionaran la coherencia del proyecto con los instrumentos de ordenación territorial vigentes”, según informa el Ejecutivo.

Así, el lunes el consejero de Industria, Eduardo Arasti, presentó oficialmente el proyecto ante el Parlamento como paso previo a su catalogación como estratégico en el Consejo de Gobierno de este jueves, tal y como marca la Ley de Simplificación.

“El proyecto cumple los tres criterios exigidos por la normativa para obtener la declaración de estratégico: inversión mínima superior a 50 millones de euros, creación prevista de más de 100 empleos indefinidos a tiempo completo y su pertenencia a un sector considerado estratégico en este caso, el del hidrógeno verde y la transición energética”, ha señalado el Gobierno de Cantabria.

La declaración permite activar los mecanismos de tramitación preferente, destinados a impulsar iniciativas con alto impacto para el desarrollo económico regional. Este paso posibilita reducir a la mitad de los plazos administrativos para autorizaciones esenciales, y da prioridad en el acceso a líneas de financiación, avales y ayudas públicas y valoración preferente en futuras convocatorias de incentivos a la inversión empresarial.

El acuerdo aclara que esta declaración no supone la aprobación definitiva del proyecto, que quedará condicionada a la obtención de las autorizaciones sectoriales y licencias pertinentes. La declaración será efectiva desde su publicación en el Boletín Oficial de Cantabria y admite recurso de reposición o contencioso-administrativo.

Ayudas a autónomos

Por otro lado, en materia de empleo el Consejo de Gobierno ha autorizado en su reunión semanal la convocatoria 2026 de subvenciones destinadas a promover el mantenimiento de los autónomos en Cantabria, con el objetivo de apoyar especialmente a proyectos de autoempleo y microempresas en sus primeros años de actividad, y con prioridad en municipios en riesgo de despoblamiento.

Para acceder a las ayudas, los autónomos deben acreditar entre tres y cinco años de cotización continuada, ejercer su actividad de forma directa en Cantabria y no superar una plantilla de nueve trabajadores. La convocatoria, además, se acoge al marco europeo de ayudas de minimis y contempla diferentes límites según la actividad económica del solicitante.

La financiación máxima asciende a 3.716.200 euros con cargo a la aplicación presupuestaria prorrogada al ejercicio 2026. Las ayudas oscilan entre 2.750 y 4.450 euros según el perfil del solicitante -hombre, mujer, persona joven, mayor de 45 años, con discapacidad o víctima de violencia de género- y prevén un incremento del 20% para quienes residan en municipios incluidos en el mapa de riesgo de despoblamiento. Las ayudas se abonarán en un único pago tras la verificación del cumplimiento de los requisitos.

Rechazo a la acogida de menores

Además, el Consejo de Gobierno ha autorizado a la Dirección General del Servicio Jurídico a interponer nuevos recursos contenciosos-administrativos contra las resoluciones dictadas por la delegada del Gobierno en Ceuta el 15 y el 23 de enero y dos resoluciones del delegado del Gobierno en Canarias el 2 de febrero, relativas al traslado y reubicación en Cantabria de menores migrantes acogidos en dichas comunidades autónomas.

El Gobierno cántabro ha trasladado que acude a la vía judicial “para garantizar la defensa de los intereses de la comunidad autónoma y el respeto a los procedimientos establecidos en materia de protección de menores”.

Las resoluciones estatales cuestionadas ordenan el traslado a Cantabria de menores acogidos en Ceuta y Canarias, respectivamente, decisiones que el Ejecutivo de Cantabria entiende que requieren revisión judicial para “salvaguardar el marco competencial autonómico y los protocolos específicos que regulan la atención de menores extranjeros no acompañados”.

El Gobierno de Cantabria ha provocado las críticas de toda la oposición parlamentaria por su “falta de transparencia” y “oscurantismo” tras presentar el proyecto Besaya Green, para producir combustible para aviación, sin haber proporcionado más información a los diputados que ocho papeles sin registrar entregados este mismo lunes, unas horas antes de comenzar el Pleno.

El consejero de Industria, Eduardo Arasti (PP), cumplía así de manera exprés el necesario trámite de informar al Parlamento antes de la declaración de Proyecto Empresarial Estratégico, como figura en el protocolo de la Ley de Simplificación Administrativa. Lo ha hecho sin proporcionar expediente alguno, ni documentación de detalle, más allá de unas hojas escritas por la empresa que justifican el proyecto.

Besaya Green quiere producir hidrógeno verde en los antiguos terrenos de Sniace que adquirió en una subasta y distribuirlo a través del corredor verde que atravesará Cantabria, además de almacenarlo en los antiguos pozos de sal de Polanco propiedad de la fábrica Solvay. Arasti ha dicho en el Parlamento que la empresa producirá -“sin ningún impacto ambiental”- 40.000 toneladas año de queroseno y otras 11.000 de gasolina.

El Gobierno de Cantabria está impulsado que el proyecto tenga carácter preferente y para eso ha acelerado los trámites para declarar su condición de “estratégico”, hasta el punto de que en la precipitada presentación ante el Parlamento de Cantabria no ha proporcionado a su debido tiempo la documentación a los grupos parlamentarios, que han coincidido en reprochárselo al consejero.

Besaya Green, respaldada financieramente por RIC Energy, aspira a invertir más de 700 millones de euros y crear 240 empleos empleos directos indefinidos, 398 indirectos y 2.768 en fase de construcción, según explicó Arasti en el tribuna del Parlamento. El consejero se limitó a exponer la documentación facilitada por la propia empresa. Los plazos de construcción se calculan entre 2027 y febrero de 2030.

La multinacional estadounidense Cummins ha presentado un expediente de regulación de empleo (ERE) que impactaría a la mayoría de la plantilla de su planta de electrolizadores para la producción de hidrógeno verde ubicada en el polígono de El Ruiseñor, en Guadalajara. Se presentaba a mediados del pasado mes de enero.

El procedimiento se encuentra en fase de negociación y todavía no ha sido aprobado, por lo que las condiciones finales y el alcance definitivo del ajuste continúan abiertas, tal y como ha confirmado a Europa Press fuentes sindicales.

La fábrica, que opera bajo la marca 'Acelera by Cummins', inició su actividad en primavera de 2024 y fue inaugurada oficialmente ese mismo año por el presidente de Castilla-La Mancha, Emiliano García-Page, junto a la consejera de Economía, Empresa y Empleo, Patricia Franco.

El proyecto fue presentado entonces como una apuesta estratégica por el hidrógeno verde, con la previsión de crear hasta 150 empleos altamente cualificados, ampliables a 200 a medida que creciera la producción.

Sin embargo, apenas dos años después de su puesta en marcha, la compañía ha comunicado a la representación legal de los trabajadores la apertura de un ERE que podría afectar a alrededor de 88 empleados, de una plantilla que llegó a situarse en algo más de un centenar de personas, si bien parte de esos puestos correspondían a contratos a través de empresas de trabajo temporal, algunos ya extinguidos.

Según trasladan fuentes sindicales, la empresa justifica el expediente por la paralización del mercado internacional de electrolizadores, derivada del freno a las inversiones en proyectos de hidrógeno verde.

En este contexto, Cummins se habría visto especialmente afectada por la suspensión de pedidos de su principal cliente, la multinacional BP, según las mismas fuentes, lo que habría dejado a la planta sin carga de trabajo futura una vez se completen los encargos ya comprometidos, previsiblemente hasta el próximo verano.

Eso es algo que la empresa BP niega. Según aclara la compañía a elDiario.es Castilla-La Mancha, “BP no ha suspendido ningún pedido solicitado a Accelera by Cummins, ni existe ningún otro pedido adicional de BP comprometido o en curso”.

Según explica, BP “encargó a Accelera by Cummins el suministro de un sistema de electrólisis con tecnología de membrana de intercambio (PEM) de 100 MW para su proyecto de hidrógeno verde en la refinería de Lingen, Alemania. Los componentes de este sistema de electrólisis están siendo fabricados en la fábrica de Accelera by Cummins en Guadalajara según el contrato vigente, habiéndose entregado ya una parte de ellos en las instalaciones de BP en Alemania”.

La Junta dice que hay opciones de reconversión

Por su parte, la consejera de Economía, Empresas y Empleo, Patricia Franco, ha asegurado que la planta de Cummins en Guadalajara tiene opciones de reconversión hacia nuevos modelos industriales que tienen que ver por la apuesta en la fabricación de baterías.

Tras precisar que los proyectos tecnológicos “siempre tienen un riesgo en la madurez de la demanda de los productos, pues se mueven en terrenos movedizos”, Franco ha explicado que fue el pasado 16 de enero cuando la multinacional presentó el ERE por causas económicas y productivas relacionado con la falta de demanda de la fabricación de electrolizadores, “al no cumplir con las expectativas de creación de empleo que exigen este tipo de ayudas que vienen de fondos europeos”.

“Nosotros ahora lo que nos toca es, por un lado, es acompañar ese tránsito para que una empresa de capital estadounidense, que ha decidido invertir en nuestra región y que está sufriendo las causas de la no implementación suficiente de las cargas de trabajo con respecto a la tecnología, transite de manera ordenada hacia otros nichos de oportunidad, como el mercado de las baterías, para que mantenga su actividad, su generación de riqueza y su generación de empleo en nuestra comunidad autónoma”.

La patronal cree “mejor” la implantación de pequeñas empresas

El presidente de Cecam, Ángel Nicolás, ha hecho este miércoles una breve alusión a este asunto en rueda de prensa. Nicolás ha dejado claro que él “siempre” prefiere “40 empresas de 10 empleados a una empresa de 400 que no sea de aquí y que nos venga de fuera” porque “si le va mal, va a tener que cerrar, no porque quiera, sino porque le va mal”.

Al respecto de este caso en Guadalajara, el presidente de la patronal ha rememorado lo sucedido con una empresa del polígono de Toledo, que ha evitado citar, que “recibió el suelo gratis” para edificar y fabricar algo que era muy interesante para la estrategia y los intereses de Castilla-La Mancha y, sin embargo, “cuando esa empresa quebró y se fue, 400 personas se fueron a la calle a cobrar del Fogasa y luego hubo que hacer un procedimiento larguísimo para poder recuperar ese suelo y que fuera otra vez propiedad pública”.

Nicolás ha abierto el debate a los fondos europeos recibidos por las empresas, criticando que no haya “detalle” de dónde han ido esos fondos. “¿Por qué Europa no exige al Gobierno hacer público dónde han ido todos estos dineros? ¿Porque nos vamos a encontrar con la sorpresa de que 2.000 millones de euros han ido solamente a una empresa y con resultados que no se saben muy bien para qué?”.

40 millones de euros de dinero público en préstamos, ayudas e inversiones, una empresa de corridas de toros de la que no tiene “ni idea” y aval de la presidenta de la Comunidad de Madrid, Isabel Díaz Ayuso, a su único activo en marcha, que usa como gancho entre inversores. 

Es la carta de presentación del fondo de inversión español Langur, de cuya junta directiva es miembro Germán Alcayde, ex jefe de gabinete del expresidente del Gobierno José María Aznar, excompañero de Ayuso y Pablo Casado en las juventudes del PP madrileño y ahora, en la nueva gestora del PP valenciano.

En 2020, elDiario.es contó la incursión en el emergente e incierto negocio del hidrógeno verde de una empresa de ese fondo, HVR Energy (Hidrógeno Verde Renovable), a la que Alcayde lleva vinculado desde su creación ese año, y que se ha adjudicado ayudas millonarias.

Entonces Alcayde se definía como “humilde consejero” de HVR: “Les ayudo en la parte más institucional y política”, decía. Según el Registro Mercantil, fue su consejero delegado de mayo de 2024 a febrero de 2025. Tras ese periodo de “transición” como CEO por un cambio accionarial, dice al teléfono, ahora es “consejero ejecutivo” de HVR, que acaba de mover su domicilio social de Madrid a un chalé en Alcalá de Guadaira (Sevilla).

Especializada en estaciones de repostaje de hidrógeno (hidrolineras) para movilidad sostenible, la empresa ofrece “soluciones listas para operar que reducen drásticamente los costes y facilitan la adopción del hidrógeno renovable en todo tipo de flotas” y “está construyendo corredores estratégicos de hidrógeno que conectarán los principales ejes logísticos del país, permitiendo el movimiento de vehículos de largo recorrido y asegurando suministro continuo y fiable”.

Con “uno de los planes más ambiciosos de infraestructura de hidrógeno en Europa”, tener 75 hidrolineras operativas en España antes de 2030, prevé “al menos 55” hasta 2028. Para ello, explica HVR, “ya ha movilizado más de 6 millones” de inversión privada y “supera los 33 millones” entre “financiación y deuda pública”.

Desde su creación, ha captado unos 12,5 millones en subvenciones. La mayor parte, de Europa: dos ayudas del programa Connecting Europe Facility (CEF, por sus siglas en inglés), de 4,2 y 7,65 millones, “destinadas a impulsar el despliegue de su red de hidrolineras en España, en el marco de la Red Transeuropea de Transportes (TEN-T)”, explica por correo electrónico la empresa. “Solo dan el 30% de la inversión y el resto lo tienes que poner a pulmón”, matiza Alcayde, que subraya que esas ayudas se adjudican en concurrencia competitiva.

En España, explica HVR, “las subvenciones recibidas alcanzan los 712.796,19 euros, lo que representa el 38% de los costes subvencionables”, de 1,8 millones, a través de un programa del Plan de Recuperación gestionado por el Ministerio de Transporte.

“Plataforma de demostración”

A esto se suman 20 millones de financiación pública del Instituto de Crédito Oficial (ICO), según la publicidad de la última emisión de bonos de HVR en la plataforma europea de financiación Enerfip, cerrada en diciembre a un tipo de interés del 12%. En esa web se explica que HVR “actualmente opera un proyecto de producción, almacenamiento y distribución de hidrógeno verde en Coslada (España). Esta primera instalación sirve como plataforma de demostración”. 

La única hidrolinera en marcha de HVR abastece a un autobús del Consorcio Regional de Transportes de Madrid (CRTM). La presentó Ayuso en marzo de 2023. “Tiene que ser la primera fase de un posterior despliegue a mayor escala”, recoge la nota de prensa que difundió la Comunidad de Madrid.

“Este proyecto pretende demostrar la viabilidad técnica, operativa y económica del uso del hidrógeno verde como combustible para el transporte”, dijo la presidenta en ese acto oficial, en el que afirmó: “Frente al autoritarismo que instrumentaliza el Medio Ambiente con impuestos y con prohibiciones, lo que hago es una defensa cerrada de la aspiración de prosperar en libertad y, por supuesto, siempre cuidando de nuestro patrimonio natural”.

El pasado martes, HVR anunció una alianza en Castilla y León apoyada por la Junta, otro feudo histórico del PP. Un acuerdo estratégico con H2Duero, de Redexis (de varios fondos de inversión, con un 80%) y la empresa pública Somacyl (20%) para iniciar la producción, compresión y carga de hidrógeno renovable en una planta en Garray (Soria) cuya construcción Somacyl adjudicó a Redexis en 2022 por 6,8 millones financiados con fondos de Desarrollo Regional de la UE.

El director general de Somacyl es José Manuel Jiménez Blázquez, alto cargo de la Junta que administró durante cinco años una empresa “inactiva”, según él, que ha obtenido 326.000 euros de beneficios.

H2Duero liderará la producción y operación de la infraestructura, incluyendo un electrolizador de 3 megavatios (MW). HVR Energy “aportará su red de hidrolineras y su modelo logístico de almacenamiento a alta presión, optimizando costes de inversión y operación, y acelerando la llegada del hidrógeno a las estaciones de repostaje. Además, pone a disposición del proyecto la demanda prevista en su plan de despliegue”.

El propietario de Langur y HVR es el financiero Luis Suárez-Olea, ex de Banco Popular, KPMG o Abengoa. HVR “más pronto que tarde” deberá ampliar capital para acometer las inversiones que necesita para desarrollarse en el hidrógeno, un negocio “a muy largo plazo”, subraya Alcayde. La empresa ha anunciado negociaciones con las firmas Arcano, Suma Capital, Dunas Capital, Aeex Capital, Buenavista Capital, Axon Partners y Q Energy. “Dos de ellas ya han enviado una LOI” [carta de intenciones].

El consejero ejecutivo de HVR, que inició su carrera política en Madrid, nació en Silla (Valencia) y forma parte de la gestora “transitoria” que el PP nacional creó el pasado 22 de diciembre para dirigir el partido en la Generalitat Valenciana tras dimitir Carlos Mazón. Presidida por su sucesor en el Consell, Juanfran Pérez Llorca, se reunió por primera vez el pasado jueves. Alcayde es nuevo responsable de “Sectores Productivos”.

Licenciado en Empresariales y Turismo, MBA del Instituto de Empresa con experiencia en multinacionales como BNP Paribas y Arval, Alcayde fue nombrado secretario general de Nuevas Generaciones del PP en la Comunidad de Madrid en 2008. En 2011, tras unos meses como diputado regional, Esperanza Aguirre le nombró director general de Formación, cargo que ocupó hasta que Aznar le fichó para sustituir a Pablo Casado como su jefe de gabinete.

En 2014, El País le definía como la “sombra” del expresidente, “guardián de su móvil y sus papeles”: “Sigue la tendencia de ayudantes de Aznar desde que lo fue el que hoy es su yerno, Alejandro Agag: joven, atildado y profundamente neoliberal”. Asesoró al expresidente hasta 2019, cuando le acompañó en una visita a Chile para presionar a favor del cigarrillo electrónico. 

Una fotografía suya de 2011 con Ayuso, Casado y Aguirre ilustraba un reportaje de ABC de 2022 sobre “la pandilla madrileña de Nuevas Generaciones” tras la traumática dimisión del líder del PP, al que Alcayde precedió como administrador único de Atlantic Basin. Esta mercantil ejerce la presidencia de Archery Capital, vinculada al fondo de defensa Hyperion, uno de los nombres de peso de este sector en auge, del exlíder del PP y Ricardo Gómez-Acebo, sobrino de la presidenta del Santander, Ana Botín.

“Me pidió ayuda y yo encantado de ayudar a mis amigos”, dice Alcayde, que en 2023 fue repescado por Aznar como director general de su deficitario centro de formación, el Instituto Atlántico de Gobierno, cuyos cursos dirige la exalcaldesa de Madrid Ana Botella. También dirige una consultora que calcula la huella de carbono (Absorbe CO2) domiciliada en València y que, subraya, es ajena al fondo Langur.

Según el Registro Mercantil, también administra una empresa de espectáculos taurinos, Granatauro Toros, que no presenta cuentas desde 2020, aunque amplió capital en marzo de 2022, cuando Alcayde fue nombrado consejero (“Ni idea”, asegura) junto a varios socios de Langur, entre ellos, el presidente del fondo, que también preside Granatauro Toros.

Esta mercantil pertenece a otra empresa de nombre similar, Granatauro SL, que se ha adjudicado numerosos contratos menores por decenas de miles de euros para organizar festejos taurinos. Su administrador único es un torero segoviano y ganadero, Emilio de Frutos.

Langur tiene un fondo especializado en fútbol. Suárez-Olea y Alcayde formaron parte de la junta directiva de un modesto equipo de la sierra de Madrid, el Club Unión Collado Villalba, recién desaparecido. Lo patrocinaba la energética cotizada Enerside, de la que el dueño de Langur fue accionista y que preside la exministra de Aznar Anna Birulés, fichada en pleno boom de ese sector.

En 2020 el ex mano derecha de Aznar afirmaba que “la energía renovable, hidrógeno verde, eficiencia, no solo está muy de moda, es hacia donde va todo”: “El Gobierno lo va a apoyar, tienes los fondos europeos, es medioambientalmente eficiente, tienes a las grandes utilities, y a Repsol, BP, Cepsa, todas, viendo cómo con el barril a 30 dólares es imposible ganar dinero”.

Hoy, con el petróleo a 64 dólares, y algunas grandes empresas cancelando inversiones en hidrógeno verde (que sin ayudas no es competitivo), HVR tiene ambiciosos planes para este vector energético, que quiere ser la solución para descarbonizar sectores como el transporte pesado. “El cambio climático ha venido para quedarse”, dice al teléfono Alcayde, que asegura que la Agenda 2030, con la que su partido ha reculado en sus pactos con la ultraderecha en Castilla y León o Comunitat Valenciana, “no tiene color político”.

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.

La Dirección General de Calidad Ambiental, dependiente de la Consejería de Desarrollo Sostenible, ha iniciado formalmente el período de información pública para el proyecto de una planta de producción de hidrógeno renovable denominada 'H2FV Toledo'.

El proyecto, cuya promotora es la empresa Cyopsa Renovables 2, SLU -con domicilio social en Madrid-, prevé que la instalación -que contará con una planta solar- ocupe una superficie total de 101,6 hectáreas, al este del Polígono industrial de Toledo, en parcelas cercana al aeródromo de Algodor.

El acceso a la planta solar está previsto a través de la carretera CM-4006 utilizando caminos existentes, mientras que a la planta de producción de hidrógeno se accederá desde la solar a través de nuevos caminos internos dentro de los propios terrenos.

El objetivo principal es producir hidrógeno renovable, almacenarlo de forma presurizada y distribuirlo, “contribuyendo a la descarbonización y a los objetivos de cambio climático”. Así lo recoge la documentación del proyecto que se puede consultar y al que se pueden presentar alegaciones durante un plazo de 30 días -a contar desde el pasado viernes, 14 de noviembre-.

El proceso de producción partirá de la generación de energía fotovoltaica y su posterior conversión en hidrógeno verde a partir de la electrólisis de agua, para su almacenamiento posterior.

Producción e inversión

La planta de electrólisis, con una potencia total de 49,90 MW, será alimentada al 100% por la energía solar generada (138.016 MWh/año) y contará con un sistema de almacenamiento en baterías de 7.200 kWh para garantizar la seguridad operativa.

El proyecto incluye un cálculo de la inversión que cifra en 25,5 millones de euros lo que se destinaría a la planta solar y en 68,9 millones el montante que supondría la planta de producción de hidrógeno, de la que se estima un excedente energético anual de solo 3.17 MWh/año (0,002%).

Impacto ambiental

El estudio de impacto ambiental concluye que, globalmente, los impactos del proyecto son “compatibles” con el medio ambiente. En concreto el proyecto no se ubica sobre espacios de la Red Natura 2000, pero colinda con el Lugar de Importancia Comunitaria (LIC) 'Vegas, Cuestas y Páramos del Sureste de Madrid' y se sitúa a 70 metros de la ZEPA/IBA 'Carrizales y Soto de Aranjuez'.

Los principales impactos negativos identificados son de carácter temporal durante la fase de construcción (emisión de polvo, ruido, alteración del suelo y vegetación) y permanentes pero “recuperables” durante la explotación (ocupación del suelo y alteración visual del paisaje).

No obstante, durante la explotación, la ocupación del territorio provocará “una ligera disminución de hábitats esteparios en el entorno inmediato de las zonas de la Red Natura 2000”. Para minimizar los efectos adversos, se ha diseñado un conjunto de medidas preventivas, correctoras y compensatorias, junto con un programa de vigilancia ambiental.

Entre ellas, plantean un programa de seguimiento de avifauna (datan 84 especies), la creación de refugios de especies presa, la mejora de hábitat para avifauna, la instalación de un punto de alimentación para carroñeros como el Milano real, la creación de diez chacas o bebedores para aves esteparias y la creación de un núcleo de cría semiextensiva de reproducción de conejo.

Respecto al suministro de agua bruta, indica que se realizará mediante camiones cisterna. El consumo total anual será de 37.889 m3, con el que se producirán 20.207 m3 de agua desmineralizada para la electrólisis. El proceso generará 17.681 m3 de agua de rechazo, que será retirada por gestores autorizados. Esto implica un tráfico de 947 camiones/año para el suministro y 442 para la retirada del rechazo.

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.

Ecologistas en Acción ha mostrado su rechazo a la planta de hidrógeno 'PHV Albacete HIVE 1' y critica su “elevado consumo de agua” y el “sacrificio” de 2.800 hectáreas de terreno, además de denunciar la “obstaculización y falta de transparencia en Estudio de Impacto Ambiental del proyecto.

“La planta tendrá un consumo de agua similar a una capital de provincia, y ocupará una extensión del orden de 3.000 campos de fútbol, extensión de 28 km2 y perímetro total de 117 kilómetros”, dice el grupo ecologista que, en nota de prensa, tacha de “disuasorio” que solo haya un mes de plazo para un Estudio de Impacto ambiental de más de 5.000 páginas y que este sea en verano.

Además, subrayan que el proyecto convierte a Albacete “en zona de sacrificio” para producir más del 70% del hidrógeno verde de toda España.

Un proyecto que llegará a 17 municipios de Albacete y seis de Cuenca

Según la organización, este es el primero del conjunto de proyectos que va a abarcar finalmente, según la propia empresa Hive, hasta 17 municipios albaceteños y seis conquenses, afectando a 20.000 hectáreas.

Añaden que esta primera fase afecta a Albacete y a cinco municipios más de los alrededores, como Chinchilla de Montearagón, Pozo Lorente, Pozo Cañada, Valdeganga y Casas de Juan Núñez.

Tras asegurar que en el Estudio de Impacto Ambiental han participado un elevado número de profesionales, constando de un total de 5.200 páginas, y se lleva trabajando en él desde 2020, en forma de contactos y estudios, denuncia “obstaculización y falta de transparencia por parte de la Administración, tanto por el plazo de un solo mes para presentar alegaciones, y por las formas, sacándolo a información pública en verano, la época vacacional por excelencia en el estado Español”.

El grupo ecologista califica de “desastre ecológico” la planta de hidrógeno argumentando una “segura pérdida de biodiversidad, de agua y de suelo vivo” y lo consideran “más bien parece una patada hacia adelante para seguir construyendo caras infraestructuras”.

Además afirman que no existe ningún consenso científico que avale este tipo de plantas como parte de las medidas para la disminución de emisiones y la transición energética; y si existen numerosas voces contrarias a la manera en la que se está realizando, pues no se ha tenido en cuenta la emisión de los materiales, el transporte de los mismos ni su procedencia.

Cifras astronómicas

Dentro de la ruta del hidrógeno renovable elaborada por la Consejería de Desarrollo Sostenible no se encuentra una estimación de la cantidad de hidrógeno que prevé producir en la comunidad, pero la cantidad que se estima que obtendrá de Albacete Hive1 (52.000 Toneladas) es superior al 70% del objetivo de producción de toda España para 2030 que se ha propuesto el Gobierno de España.

Su principal crítica al proyecto es su consumo de agua, que califican de “desproporcionado”.

Según la documentación las cifras de concesión obtenidas son de 3.401.389 m3 de agua: un consumo similar al de una ciudad como Ciudad Real y que las captaciones se realizarán en acuíferos “sobreexplotados”.

El grupo ecologista considera que lo que se debería hacer, según los datos disponibles de las confederaciones hidrográficas, es reducir regadíos y no dar más concesiones de agua hasta realizar un análisis del estado de los acuíferos y decidir, entre toda la ciudadanía de la región, que hacer con este imprescindible bien.

Desde la organización ponen el foco en la diferencia clara que hay entre el consumo de agua en labores agrícolas u otros usos industriales y la producción de hidrógeno: en las labores agrícolas y usos industriales parte del agua se reutiliza, se depura y vuelve a la naturaleza, pero en la producción del hidrógeno entre el 60 y 70% del agua es electrolizada, de modo que desaparece del ciclo natural del agua.

La segunda crítica desde Ecologistas en Acción es el cambio del uso del suelo, que además de reducir la capacidad de producción de alimentos de la región, supondrá la degradación en los hábitats de multitud de especies que desaparecerán o se verán desplazadas de modo irremediable, con el consiguiente perjuicio a los servicios ecosistémicos que sostienen la vida y la economía de la gente de Castilla-La Mancha.

De igual modo, alertan de la ineficiencia energética en la producción de hidrógeno que se estima para esta planta, con una pérdida del 38% de la energía captada por los parques eólicos y fotovoltaicos, al tiempo que reparan en que la producción de hidrógeno tiene como principal objetivo la obtención de amoníaco, lo que, según el grupo ambientalista, resulta contradictorio, ya que los usos principales de este son la producción de abonos de síntesis y la industria del petróleo y el gas.

“Es una sustancia tóxica con graves efectos para la salud humana y el medio ambiente. En caso de fuga, la exposición a una nube tóxica puede provocar graves daños en el medio ambiente y las personas e incluso la muerte de estas”, indican.

“Otras aplicaciones contempladas incluyen usos militares, con los que Ecologistas en Acción está totalmente en desacuerdo, y su utilización en vehículos con pila de combustible de hidrógeno renovable, tecnología que no es eficiente y está actualmente prácticamente en desuso, existiendo solamente dos modelos de turismos comerciales que utilicen este combustible en el mercado español”.

Además, la organización conservacionista descarta que la tecnología de producción de hidrógeno a pequeña escala puede ser viable dentro de determinados proyectos de energías renovables, remarcan que se debe apostar por una transición energética planificada y justa para todas las personas, compatible con la biodiversidad y que no sobrepase la capacidad del territorio.

El Ministerio de Transportes ha abierto una consulta para estudiar el uso de tecnologías libres de combustibles fósiles, como trenes propulsados por hidrógeno verde o baterías eléctricas, en líneas ferroviarias no electrificadas de la Red Ferroviaria de Interés General, entre las que figuran varios tramos en Extremadura.

En la región, la medida afectaría a las conexiones Cáceres–Valencia de Alcántara, Zafra (Badajoz)–Huelva y Mérida–Los Rosales (Sevilla). Estas forman parte de los 4.953 kilómetros de vías sin electrificar en España sobre los que el ministerio quiere evaluar alternativas al diésel, con el objetivo de reducir emisiones y avanzar en sostenibilidad.

La Dirección General del Sector Ferroviario (DGSF) ha publicado en la Plataforma de Contratación del Sector Público una consulta preliminar al mercado para recabar información de fabricantes, operadores y empresas del sector. Esta participación permitirá incorporar conocimientos técnicos en el diseño de las soluciones más eficientes y realistas, alineadas con los principios medioambientales de la Unión Europea.

Según Transportes, el proceso servirá de apoyo a los estudios necesarios para decidir si es conveniente electrificar por completo estas líneas o modernizar determinados tramos con tecnologías innovadoras. El análisis se enmarca en los compromisos adquiridos con la Comisión Europea en el contexto del Mecanismo de Recuperación y Resiliencia (MRR), que obliga a impulsar la descarbonización del transporte ferroviario.

La estrategia nacional para la electrificación o adopción de tracción alternativa —como hidrógeno o baterías— en las líneas no electrificadas está en fase de elaboración y se prevé que concluya en 2026. Actualmente, el 57,5 % de los 11.672 kilómetros de la red ferroviaria española cuenta con electrificación, porcentaje que se eleva al 94,2 % en los 3.748 kilómetros de la alta velocidad.

EDP y Corporación Masaveu han concluido la conversión de la central de Aboño a gas natural, tras 18 meses de obras, unas instalaciones que pasan a tener una potencia de 500 MW, más de lo estimado inicialmente.

Después de 16 semanas de intervención precedidas por más de un año de preparación y cerca de 400.000 horas de trabajo, el grupo 2 de la central de Aboño ya está de nuevo en funcionamiento y generando energía, ha informado EDP.

Trabajos de campo

El proyecto ha tenido una duración total de 18 meses, con los trabajos de campo concentrados desde el inicio de la parada del grupo, el 1 de marzo de este año, hasta la conexión a la red, el 25 de junio.

Estos trabajos han conllevado la conversión de la caldera para la combustión de gas natural y gases siderúrgicos y la revisión general de la turbina, que ha consistido en la inspección y puesta a punto de todos los equipos, sistemas e infraestructuras que, al igual que el propio grupo térmico, tendrán ahora una nueva vida.

Generación de energía

En lo que respecta a la revisión general, se ha desarrollado la revisión del turbogrupo y de las turbinas auxiliares, tras 73.000 horas de funcionamiento desde la última revisión en 2016, las intervenciones en la unidad de desnitrificación, para garantizar la reducción de las emisiones de óxidos de nitrógeno en las mejores condiciones, y la revisión del gasómetro y de las tuberías que transportan los gases siderúrgicos.

Los gases siderúrgicos seguirán valorizándose en la generación de energía, en un “ejemplo del compromiso de EDP y Corporación Masaveu con la economía circular, que ya evita la emisión anual de un millón de toneladas de CO2 a la atmósfera”.

Elimina el uso de carbón

Por otra parte, se han llevado a cabo los trabajos específicos de conversión, con una renovación del sistema de combustibles.

De este modo, la instalación elimina el uso de carbón para generar energía, sustituyéndolo por gas natural, y queda preparada para la futura potencial incorporación de hidrógeno renovable.

En total, se han sustituido los 30 quemadores de carbón por nuevos quemadores de gas natural e hidrógeno y también se han adaptado los quemadores de gases siderúrgicos a la nueva configuración de la caldera.

Las emisiones

Según ha destacado EDP, solo en la caldera se realizaron más de 3.000 soldaduras, de un total de 15.000 en todo el proyecto de conversión.

En lo que respecta a las emisiones, la conversión tiene un “impacto significativo en la mejora” de la calidad del aire al reducir “prácticamente el cien por cien de las emisiones de partículas, el 90 por ciento las de óxidos de azufre y el 80 por ciento las de óxidos de nitrógeno”.

En cuanto a las emisiones de CO2, con el proyecto de conversión, la reducción media será del 30 por ciento.

Un reto importante

El proyecto generó más de 600 empleos de más de 80 empresas, unas cifras que “suponen un reto importante para la organización, debido a las complejidades técnicas, preventivas y medioambientales asociadas a la realización simultánea de un gran número de tareas y a la presencia de muchas personas”.

En total, se realizaron más de 800 inspecciones de seguridad, un factor que contribuyó de “forma decisiva al éxito del proyecto”.

La conversión de los pozos de sal de Polanco en el mayor depósito de hidrógeno del país ha despertado las dudas de los colectivos ecologistas de Cantabria sobre la necesidad y la seguridad de un almacén que apadrinan Enagás y Solvay, propietaria de las cavidades subterráneas salinas: un gas fácilmente inflamable que requiere altas cantidades de agua y un almacenamiento complejo y costoso. Hasta el punto de que la asociación ecologista ARCA considera en la mayoría de los casos resulta más eficiente, rentable y sostenible utilizar directamente electricidad renovable.

El proyecto de almacenamiento subterráneo de hidrógeno salió recientemente a consulta por parte de la Dirección General de Medio Ambiente y Cambio Climático del Gobierno de Cantabria. Las organizaciones ecologistas quieren que el proyecto de Polanco se someta a evaluación ambiental. ARCA tiene ciertas reticencias ante un gas cuyos escapes son habituales y que “estalla a la mínima”, advierte su portavoz, Carlos García. El hidrógeno es más ligero que el gas natural pero los promotores de su desarrollo estiman que la sal de los depósitos contribuye a estancarlo.

Ecologistas en Acción (EA), por su parte, ha pedido oficialmente la evaluación de toda clase de riesgos asociados al depósito de almacenamiento e informes “rigurosos” de instituciones científicas oficiales sobre el proyecto que consideran imprescindible que se someta a Evaluación Ambiental Estratégica (EAE), disponga de una autorización ambiental integrada (AAI) y pase por una Evaluación de Impacto Ambiental (EIA) ordinaria.

También advierte que el proyecto consta de dos partes distintas y relacionadas: el almacenamiento subterráneo de hidrógeno y las instalaciones de bombeo de hidrógeno en superficie que habrá que construir en la zona. En este sentido, el proyecto contempla además de las cavidades salinas, una planta de compresión y tratamiento del hidrógeno y un conducto que la conecta con los depósitos subterráneos.

Por su parte, ARCA muestra su oposición “a la idea de utilizar el reclamo publicitario del hidrógeno para justificar la construcción de nuevos gasoductos de dudosa necesidad”. En su opinión, plantea importantes interrogantes sobre la eficiencia de la red de transporte del hidrógeno.

“Los gasoductos para el hidrógeno son costosos de construir y de operar, y en última instancia, somos los consumidores de energía quienes pagamos la factura, por lo que instamos a extremar la precaución y evitar cualquier proyecto innecesario que se sustancie en una factura energética más elevada”, esgrimen.

Además, tachan de “especialmente alarmante” que este proyecto se justifique para el abastecimiento de centros de demanda de Francia y Alemania “sin tener en cuenta las necesidades de la Península Ibérica para su propia transición energética” que asumirá todos los impactos sociales y ambientales.

El recelo es aún mayor: no se especifica el destino final del hidrógeno ni se justifica su viabilidad económica. “Más bien, parece responder al interés del sector gasista por ampliar su modelo de negocio basado desde hace décadas en el gas fósil y sobrevivir a la transición energética”, apuntan en las alegaciones presentadas a este proyecto consultadas por elDiario.es.

La asociación ecologista considera “irresponsable e insostenible” apoyar un sistema de transporte de hidrógeno y hacerlo una prioridad cuando existen alternativas como la eficiencia energética, la electrificación directa y la reducción general de la demanda de gas. Apelan también a la lógica de que se podría producir energía renovable adicional para hidrógeno cerca de los puntos de consumo.

Alto consumo de agua

Igualmente, llaman la atención sobre el alto consumo de agua que se necesita para producir hidrógeno verde, un gas que se produce mediante la electrólisis del agua en unos dispositivos llamados electrolizadores que utilizan electricidad para separar el agua en hidrógeno y oxígeno. Cuando esta electricidad proviene de fuentes renovables, como la solar o la eólica, el hidrógeno resultante se denomina verde o renovable.

“El Plan Europeo del Hidrógeno (PEH 2 ) es todo un verdadero plan de promoción industrial a gran escala, con inversiones multimillonarias para las próximas décadas”, subraya el texto remitido a la Dirección General de Medio Ambiente y Cambio Climático del Gobierno de Cantabria.

Los pozos de sal de Polanco hicieron emerger, con el tiempo, lagos de agua verde con la densidad de sal del Mar Muerto que formaban un pintoresco paisaje en este desconocido rincón de Cantabra. Los llamados sondeos de la empresa química Solvay han provocado también efectos menos estéticos, como los frecuentes hundimientos del terreno. Algunas de esas cavidades subterráneas que quedaron huecas, tras más de un siglo extrayendo sal, ahora se van a rellenar con gas.

Ocho grutas en las que se va a almacenar el hidrógeno verde que atravesará Cantabria en una tubería kilométrica. Las primeras estimaciones anuncian una inversión de 580 millones de euros y una capacidad de almacenamiento de 335 gigavatios. El de Polanco será uno de los dos contenedores del país, y el más grande. El otro estará en la zona del País Vasco. Ambos han sido incluidos en la lista definitiva europea de Proyectos de Interés Común, tras descartar una ubicación en Poza de Sal (Burgos), y su capacidad será de 335 y 240 gigavatios respectivamente. También están previstas otras dos instalaciones en Reino Unido y Berlín.

Todas ellas tienen algo en común: son viejas minas de sal. En el caso de Cantabria son pozos, grietas que llegan hasta más de mil metros de profundidad y que tienen una historia centenaria en paralelo a la fábrica Solvay, que marcó el futuro de la comarca.

A finales del siglo XIX los hermanos belgas Solvay enviaron varios ingenieros a España para localizar depósitos salinos, la materia prima que necesitaban para instalar una fábrica de producción de sosa, con un sistema que habían inventado y patentado en 1861. Uno de los ojeadores encontró en la geografía cántabra el epicentro apropiad: Requejada. Una localidad con salida al mar a través de la ría de San Martín -y por tanto, con agua-, ferrocarril para transportar el carbón, yacimientos de caliza en la cercana zona de Cuchía y, sobre todo, una generosa veta de sal en Posadillo que lleva explotándose desde hace más de un siglo.

Los ingenieros extranjeros llegaron a Polanco, compraron 350 hectáreas de terreno, construyeron torres de perforación -unos casetones triangulares de madera- y comenzaron los sondeos de sal. Para ello inyectaban agua dulce a presión y la disolución que emergía se llevaba hasta la fábrica a través de una larga tubería de dos kilómetros y medio de longitud. Pero las primeras perforaciones, muy superficiales, provocaron hundimientos en el terreno, de tal forma que se abrieron cráteres de considerable tamaño que se inundaron de agua salada. Grandes lagos de color verde, ese pequeño Mar Muerto, que los jóvenes de la zona utilizaban como piscinas naturales en los años 60 y en donde organizaban actividades acuáticas en las fiestas de Posadillo.

Ahora se perfora a 1.500 metros de profundidad. Se hace mediante una doble tubería concéntrica: por una se inyecta agua dulce a presión que disuelve la sal, y por otra sube disuelta en forma de salmuera. Por seguridad se deja una viga de sal de 70 metros para evitar hundimientos.

En los últimos años Solvay inició la restauración de los cinco grandes cráteres de Posadillo a través de un proceso de relleno y regeneración, dando paso a un espacio natural que ha cedido al Ayuntamiento de Polanco. Pero los viejos cráteres que no estan inundados, más cercanos a la zona de Soña donde se sigue sacando sal, van a tener otra utilidad. La compañía Enagás ha llegado a un acuerdo con Solvay para almacenar hidrógeno verde en esas antiguas salinas, de forma que van a reconvertir esas cavidades en un gran depósito de hidrógeno.

140 kilómetros de tuberías por 26 municipios

La operación supone que la autovía del hidrégeno verde, generado a partir de energías limpias, atraviese Cantabria de oeste a este en lo que el Gobierno de María José Sáenz de Buruaga (PP) aplaude como una oportunidad. Para ello, se van construir 140 kilómetros de tuberías que pasarán por 26 municipios para transportar el gas: desde Val de San Vicente, pasando por Reocín hasta llegar a Castro Urdiales, de extremo a extremo de la comunidad autónoma.

La lista de municipios por donde circulará el hidrógeno es larga: Val de San Vicente, Valdáliga, San Vicente de la Barquera, Mazcuerras, Comillas, Ruiloba, Alfoz de Lloredo, Torrelavega, Cartes, Reocín, Polanco, Piélagos, Penagos, Camargo, El Astillero, Villaescusa, Liérganes, Riotuerto, Medio Cudeyo, Entrambasaguas, Solórzano, Voto, Ampuero, Rasines, Guriezo y Castro Urdiales.

Tanto la autovía del hidrógeno como los pozos de sal donde se almacenará están catalogados como Proyectos de Interés Común (PCI) europeo, lo que implica que tienen prioridad administrativa y facilidades acceder a la financiación.

Proceso abierto a los ciudadanos

El elemento químico más abundante del mundo es el hidrógeno y además atesora la ventaja de que puede ser un combustible ideal: se puede almacenar, no contamina y puede ser almacenado a presión en tanques específicos. Esa es la teoría, aunque es cierto que no todas las formas de obtenerlo resultan igual de limpias. En el caso del hidrógeno verde, la opción más sostenible, se obtiene a través de un proceso de electrólisis del agua que -explicado de forma gráfica- mediante un calambrazo eléctrico (renovable) se descompone en oxígeno e hidrógeno.

La Unión Europea obliga a que a red de hidrógeno verde, que pasará por 13 comunidades autónomas españolas, se someta a valoración pública a través del denominado Plan Conceptual de Participación Ciudadana (PCPP), de tal manera que hasta el 14 de agosto cualquier persona puede consultar la información en la web y aportar propuestas y sugerencias.

Se ha organizado, además, un calendario de reuniones presenciales en los ayuntamientos para explicar el proyecto a los vecinos y entregar folletos informativos. Tambien hay día y hora para la instalación de puntos informativos en todos los ayuntamientos de Cantabria por los que pasará la tubería.

El partido Alianza Verde ha registrado en el Congreso de los Diputados, junto a Podemos, una batería de preguntas dirigidas al Ministerio para la Transición Ecológica y Reto Demográfico, en relación a la suspensión, por parte de Repsol, de su proyecto de una planta de hidrógeno verde en Puertollano.

Esta planta fue anunciada por la compañía petrolera en 2022, se aseguró que “situaría a la región a la vanguardia” y que sería una realidad en 2025.

Además, en su escrito, ambas formaciones han recordado que en 2023, Repsol recibió ayudas por valor de 25 millones de euros del Instituto para la Diversificación y el Ahorro de la Energía (IDAE), organismo dependiente del Ministerio de Transición Ecológica y Reto Demográfico, en la convocatoria de Cadenas de Valor, dentro del Proyecto Estratégico para la Recuperación y la Recuperación Económica de Energías Renovables, Hidrógeno Renovable y Almacenamiento (PERTE ERHA), para impulsar el hidrógeno renovable en España. Entre ellos la instalación de un electrolizador con una capacidad de 30 megavatios (MW) en la localidad de Puertollano, que se alimentará con energía fotovoltaica de las plantas de RIC Energy, su socio en el proyecto, y recibirá ayudas por 10 millones de euros.

Sin embargo, hace unos días, la compañía petrolera ha anunciado que “la planta de generación de hidrógeno verde proyectada por Hydric Power SL en las instalaciones de la antigua central térmica de La Sevillana, en Puertollano no continuará su desarrollo, una vez constatada la inviabilidad técnica y económica del proyecto tras la finalización de los estudios y trabajos previos a la decisión final de inversión”.

Por eso, desde Alianza Verde han reclamado en el Congreso, al Ministerio de Transición Ecológica, que exija a Repsol la devolución del importe de 10 millones de euros recibió en ayudas públicas, teniendo en cuenta que el proyecto para el que fueron concedidas no se va a llevar a cabo.

La planta de generación de hidrógeno verde proyectada por Hydric Power SL en las instalaciones de la antigua central térmica de La Sevillana, en Puertollano, una iniciativa participada por RIC Energy y Repsol, no continuará su desarrollo, una vez constatada la “inviabilidad técnica y económica” del proyecto tras la finalización de los estudios y trabajos previos a la decisión final de inversión.

Así lo han confirmado a Europa Press fuentes conocedoras del proyecto, que han reconocido que la planta no podrá seguir adelante, por el momento, dado su coste y retos tecnológicos.

Las mismas fuentes han asegurado que, en todo caso, Puertollano sigue siendo la referencia para el desarrollo de proyectos de innovación tecnológica y energética vinculados también al hidrógeno renovable, en el contexto de una estrategia global que en la ciudad minera se traduce, eso sí, en iniciativas que deben satisfacer y adaptarse a las necesidades de las empresas.

De hecho, en el caso del complejo petroquímico de Puertollano, Repsol ha puesto en marcha importantes proyectos de combustibles renovables que suponen inversiones de cientos de millones de euros, como la construcción de la nueva planta de biodiesel, el superpolímero de alto peso molecular, el procesamiento de plásticos reciclados, nuevas fotovoltaicas y otras inversiones de mejoras tecnológicas y medioambientales en los procesos productivos.

La planta proyectada por Hydric Power SL tenía como finalidad la producción de hidrógeno y oxígeno de alta pureza mediante electrólisis con una capacidad de producción de alrededor de 30.911 toneladas de hidrógeno y de 272.953 toneladas de oxígeno al año. Estaba previsto que el hidrógeno verde generado se expidiera mediante hidroducto hasta las instalaciones de la refinería de Repsol en Puertollano.

Repsol dice que su compromiso con Puertollano es “inequívoco”

Fuentes de Repsol consultadas por Europa Press apuntan al respecto que el compromiso de la entidad con el complejo industrial de Puertollano, en pleno proceso de transformación industrial, es “inequívoco”, impulsando proyectos innovadores, con alta capacidad tecnológica y que se centran en el uso de diferentes vectores energéticos para descarbonizar sus procesos y convertirse en un referente en economía circular en Castilla-La Mancha.

“En Puertollano se mantiene la intención de desarrollar proyectos de generación de hidrógeno renovable, estudiando qué tipo de tecnologías son las más adecuadas para este entorno industrial”, aseveran.

Una nuevo planta de producción de energía renovable se está planteando en La Rioja. En concreto, el BOR publicaba este lunes el inicio del trámite de información pública del expediente de la autorización ambiental integrada y la evaluación de impacto ambiental de una planta de una planta de hidrógeno verde en los términos municipales de El Villar de Arnedo, Pradejón y Tudelilla.

La empresa promotora es Atlántica Sailh 2, SL y el proyecto contempla una superficie de 1,1 hectáreas, con tres plantas de producción en el término municipal del Villar de Arnedo, con capacidad de 20 MW, lo que permitirá producir hidrógeno utilizando energías renovables e inyectarlo en la red de gas natural. La planta podría producir cada día 8.630,4 kg de hidrógeno renovable.

La planta se suministraría de electricidad conectándose a la subestación de Pradejón con una línea de media tensión y capataría recursos hídricos provenientes de la red de aguas del municipio de El Villar de Arnedo. También puntualiza el proyecto que el vertido de aguas se gestionará mediante un sistema de evacuación controlada con “una red de drenaje específicamente diseñada para garantizar la adecuada conducción y tratamiento de las aguas residuales generadas al sistema de alcantarillado del propio municipio de El Villar de Arnedo”.

El alcalde, Félix Espinosa, se muestra “conforme” con el proyecto, si bien recuerda que todavía es un anteproyecto y por tanto no disponen de toda la información. El Villar de Arnedo es el municipio más cercano a la ublicación planteada y se encuentra entre 3 y 4 kilómetros de distancia al núcleo de poblaicón, por lo que considera el alcalde que “no va a causar molestias”. Félix Espinosa asegura que una vez esté confirmado y cuenten con toda la información, se lo comunicarán a los vecinos y vecinas del pueblo. Aunque todavía no se ha elaborado el informe, el alcalde reitera que el proyecto cuenta con el “visto bueno” del Ayuntamiento.

Por su parte, la asociación ecologista Amigos de la Tierra en La Rioja ve la ubicación como el principal problema. “Se sitúa en una zona de aves esteparias que no debe convertirse en una zona industrial”, advierten, y consideran que el lugar óptimo para esta instalación es el polígono industrial de El Villar de Arnedo.

La empresa presenta el proyecto como “un paso significativo hacia la descarbonización y el uso de fuentes de energía más limpias y sostenibles”. “La implementación de esta planta de hidrógeno verde no solo contribuirá a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, sino que también impulsará el desarrollo económico y tecnológico de la región”, dice el resumen del proyecto.