El 2023 fue clave para el Corredor Vasco del Hidrógeno (BH2C), año en el que se han logrado avances significativos a nivel internacional, consolidando alianzas y firmando acuerdos clave. 

Destacando la colaboración con el puerto de Amsterdam para la exportación del gas renovable y combustibles sintéticos, acuerdos fundamentales en la estrategia global del corredor, además de la apertura de diálogos con referentes del mercado japonés. 

Todo ello con visión a un futuro próspero para este organismo que trabaja en pos de descarbonizar la industria local como un paso fundamental antes de considerar la exportación. 

Con un enfoque claro en la competitividad industrial, busca liderar la producción de acero verde y otros sectores como el vidrio y cemento.

En este sentido, el corredor no solo se enfoca en su expansión internacional, sino también en la colaboración con otras regiones de España, entre las que destacan la alianza con Navarra, Aragón y Cataluña, formando el corredor del Ebro, y las conversaciones incipientes con Galicia para extender el proyecto en el arco atlántico.

Asimismo, desde su centro de investigación, se está trabajando en impulsar el transporte del hidrógeno verde a través de las redes actuales de gas, habiendo logrado superar el 15% en la mezcla, con expectativas de cumplir próximamente con el 20% esperado.

Todos estos temas están profundizados en la entrevista que Energía Estratégica España realiza con su Presidente, Jose Ignacio Zudaire, quien, además afirma que “el 2024 es el año de despegue con el lanzamiento del proyecto de descarbonización industrial”. 

Petronor ya ha puesto en marcha el primer electrolizador en Euskadi, de 2,5 MW y en 2025 expandirán la potencia a 10 MW, hasta cumplir con el objetivo de los 100 MW en 2026. 

 ¿Cuáles fueron los principales hitos para la organización este año?

La Asociación del BH2C nace para crear un ecosistema del hidrógeno en el País Vasco que, en base a proyectos y acciones concretas, con una estrategia de colaboración público – privada,  permita avanzar en la descarbonización de los sectores de la energía, la movilidad, y distintos sectores industriales.

El BH2C es un proyecto de gran envergadura para desarrollar una economía de esta tecnología en el País Vasco, con más de 70 asociados y 50 proyectos en marcha, con una inversión prevista de más de 1.100 millones para el periodo 2023-2026, con una producción de 20.000 toneladas año y una reducción de emisiones de CO2 de 230.000 toneladas anuales. 

De este año podemos destacar que hemos producido el primer hidrógeno renovable por electrolisis en Euskadi, con la puesta en marcha de un primer electrolizador de 2,5 Mw.

Está ubicado en la refinería de Petronor y conectado por un tubo al Parque Tecnológico del Hidrógeno, de reciente construcción, en el que se han comenzado a instalar empresas y centros tecnológicos que forman parte del Corredor Vasco y en el que se van a probar distintos usos.

Se está iniciando la construcción de una estación logística para movilidad, que consta de una hidrogenera y una estación de carga para transportar el gas renovable a otras hidrogeneras satélite, se cuenta con una pila de combustible como back up para la energía del edificio principal y se está desarrollando un living lab para distintas pruebas de uso.

A nivel de reconocimiento internacional, dos iniciativas han sido reconocidas como IPCEI (proyectos importantes de especial interés europeo) por la Comisión Europea: el proyecto de Sener de una fábrica de electrolizadores en Bizkaia, y el proyecto de Petronor de un electrolizador a gran escala (100MW). 

Gracias a estas dos iniciativas, hemos recibido el reconocimiento a Valle Europeo del hidrógeno 2022.

A nivel internacional, durante el 2023, establecieron nexos con la industria japonesa y alemana, ¿cuáles son las conclusiones?

A nivel europeo, hemos establecido acuerdos estratégicos, firmando uno con el puerto de Amsterdam para exportar hidrógeno y combustibles sintéticos, y otro con un puerto en Duisburgo, Alemania. 

Además, exploramos la escena del hidrógeno en Japón, un país altamente comprometido con las energías renovables y el hidrógeno como fuente energética alternativa, especialmente después del incidente en Fukushima. 

Nuestra visita tuvo como objetivo conocer de cerca la experiencia japonesa, aprovechando la oportunidad para establecer relaciones con empresas locales especializadas en hidrógeno.

Estas conexiones internacionales son sumamente positivas, ya que nos encontramos en la fase inicial de la producción de hidrógeno, fundamental para el desarrollo de una economía del hidrógeno. 

Trabajar en estas conexiones es clave para alimentar un mercado significativo. 

La orientación hacia Europa, especialmente Alemania, se muestra como una estrategia sólida. Alemania, destacado consumidor de hidrógeno, busca principalmente descarbonizar su industria y utilizar combustibles sintéticos para descarbonizar el transporte aéreo.

Sin embargo, la estrategia central en el País Vasco se enfoca en la descarbonización interna como paso inicial. 

La prioridad radica en descarbonizar la industria local, incluyendo sectores clave como la siderurgia, el vidrio y el cemento. 

Esto se presenta como una necesidad tanto ambiental como de competitividad industrial, anticipándose a la demanda futura.

En lugar de exportar directamente el hidrógeno, la prioridad es utilizarlo internamente para descarbonizar la industria, generando así un «acero verde» competitivo. 

Este enfoque busca evitar la dependencia externa y posicionar a la región como proveedor de productos sostenibles en el mercado europeo. 

La perspectiva es que el primer gran consumo de hidrógeno se destine a la descarbonización industrial interna, generando una masa crítica que viabilice la implementación de electrolizadores a una escala que permita precios razonables y un impulso efectivo del mercado.

¿Cuál es el plan a futuro para el mercado interno?

Este año logramos un hito significativo al producir nuestro primer lote de hidrógeno renovable con un electrolizador de 2,5 MW, generando aproximadamente 350 toneladas anuales. 

Planeamos expandir nuestra capacidad, con un electrolizador de 10 MW previsto para 2025 y otro de 100 MW en 2026, marcando una escala propicia para la descarbonización industrial.

La clave reside en escalonar la producción con electrolizadores más grandes para obtener economías de escala y simultáneamente identificar consumidores industriales. 

La refinería local, al ser un importante consumidor, contribuye a nuestra autosuficiencia al descarbonizar su propio consumo. 

Además, contamos con la ventaja de tener en proximidad tres siderúrgicas, dos plantas de vidrio, una cementera y dos plantas de tubos. 

Estas instalaciones, al no poder descarbonizarse mediante procesos eléctricos debido a altas temperaturas requeridas, se convierten en valiosos consumidores de hidrógeno para sus procesos de descarbonización, generando una sólida demanda que respalda la oferta a gran escala.

¿Qué hace falta para alcanzar este objetivo?

Necesitamos una infraestructura que conecte al productor, en este caso, Petronor, la refinería que aspira a convertirse en un importante generador con un parque significativo de electrolizadores. 

La clave es establecer una red de tuberías que enlace a los consumidores, inicialmente centrada en entornos cercanos. 

En lugar de apostar por tuberías de larga distancia desde el principio, consideramos más sensato comenzar con núcleos concentrados en valles con alto consumo y producción, conectándolos gradualmente con tuberías más extensas.

Este año, avanzamos al alinear nuestra visión con los consumidores industriales y colaborar en el diseño de un proyecto para materializar este núcleo. Además, otro enfoque importante sería la movilidad.

¿Cuáles son las expectativas del hidrógeno como vector energético? 

El hidrógeno desempeña un papel crucial como vector energético, siendo complementario a la electricidad en procesos industriales, donde la electrificación directa no es aplicable. 

Aunque la electricidad renovable podría bastar para cumplir con un objetivo del 50% de reducción de emisiones, la sociedad ha optado por alcanzar el 100%. 

Dado que hay usos, como en la siderurgia y el transporte de larga distancia, donde la electricidad no es viable, el hidrógeno se convierte en una alternativa esencial para descarbonizar completamente. 

Además, asume un papel vital como almacenamiento energético, especialmente cuando nos venga una filomena, como nos vino y en ese momento ni teníamos sol, ni teníamos viento, y teníamos muchísimo frío. 

Al generar hidrógeno durante los excesos de energía y utilizarlo en momentos de escasez, se evita recurrir a fuentes fósiles, manteniendo la transición hacia energías más sostenibles.

Pero este uso no se espera antes de 2035, siendo los primeros usos en la industria seguidos por aplicaciones específicas en movilidad, especialmente en la aviación mediante la producción de combustible sintético a partir de hidrógeno y CO2. 

El almacenamiento a gran escala de hidrógeno se vislumbra como el último paso, probablemente hacia 2040, marcando una fase avanzada en la incorporación generalizada de esta tecnología.

¿Qué señales recibió el mercado del hidrógeno que considera más relevantes? 

Yo creo que estamos ante el desafío energético más importante de la década. 

Tenemos un ecosistema privilegiado para liderarlo: el hidrógeno verde como vector energético, una posición geográfica estratégica, con un puerto industrial e infraestructuras gasísticas ya consolidadas, empresas tractoras y un tejido industrial fuerte, y un eje clave, la tecnología que lo posibilita. 

La señal más relevante sin duda ha sido la regulación europea del hidrógeno, para conocer las reglas de juego a nivel europeo.

¿Cómo analizaron la ejecución de la subasta piloto de hidrógeno?

Creemos que es una buena noticia por sus grandes objetivos, como reducir la diferencia de costes entre el hidrógeno renovable y el fósil en la UE. 

Además, de la manera más efectiva y eficiente posible mediante la asignación de apoyo público. 

Y creo que va a permitir el descubrimiento de precios y la formación de un mercado de hidrógeno renovable. 

Las subastas competitivas con una configuración simple y transparente revelan los costes de producción. 

Asimismo, crean precios valiosos y comparables que pueden servir para impulsar un mercado europeo del hidrógeno. Va a ayudar a reducir los riesgos de los proyectos europeos de hidrógeno. 

Dado el tamaño de la inversión necesaria, el apoyo del Fondo de Innovación debería verse como la financiación inicial para aumentar las inversiones privadas y corporativas. 

Reducir cargas y costes administrativos gracias a procedimientos breves, ágiles y transparentes.

¿Cómo definiría el 2024 para el hidrógeno y cuáles son las expectativas?

El 2024 será nuestro año de despegue en el que iniciaremos proyectos clave de descarbonización industrial y combustibles sintéticos. 

Estos proyectos, fundamentales para el corredor, deben avanzar y materializarse en sus primeras fases durante este año. 

Contamos con el respaldo del PERTE de descarbonización y otros elementos que acelerarán nuestro progreso. 

Además, la claridad en los objetivos y la regulación europea, con definiciones precisas de hidrógeno renovable, actos delegados y un marco regulatorio en evolución, proporcionan la seguridad necesaria para atraer inversiones y estimular el mercado.

Asimismo, desde nuestro laboratorio de investigación y desarrollo, trabajamos en innovaciones tecnológicas, incluida una simulación de la red de gas natural para evaluar su capacidad de mezcla con hidrógeno. 

Hemos creado una mini-red simulada con secciones de tuberías de diferentes edades, para ajustarnos a la realidad, realizando inyecciones de gas natural e hidrógeno. 

Los resultados indican que la red puede soportar mezclas de hasta el 20% sin problemas, aunque estamos superando el 15%. 

Consideramos que alcanzar un 20% de hidrógeno mezclado con gas natural sería significativo, dado el alto consumo actual de gas natural. 

Esto nos proporcionaría una capacidad considerable para vehicular hidrógeno durante muchos años. 

Además, planteamos la posibilidad de mezclar hidrógeno con gas natural en infraestructuras existentes, siguiendo un modelo similar al sistema eléctrico, donde se compra electricidad verde, logrando un equilibrio de entrada y salida para garantizar la sostenibilidad.