La compañía asegura que el resultado respalda los proyectos presentados por Enagás al proceso de PCIs de la UE, de la que quedó excluido este tramo
SANTIAGO DE COMPOSTELA / MADRID, 31 (EUROPA PRESS)
Los resultados de la consulta de interés lanzada por Enagás han confirmado el interés del sector en el tramo Guitiriz-Zamora para el dearrollo del hidrógeno.
En concreto, la compañía ha informado de que ha registrado 650 proyectos de hidrógeno de un total de 206 empresas en el proceso de ‘Call for interest’ que lanzó el pasado mes de septiembre para conocer el apetito existente en el desarrollo del hidrógeno.
Según ha anunciado el consejero delegado de Enagás, Arturo Gonzalo Aizpiri, con motivo del II Día del Hidrógeno, de estos 650 proyectos, un 65% son de producción, un 20% de consumo y un 15% de comercialización.
En el caso de los más de dos centenares de empresas registradas, un 45% lo son como productores, un 40% como consumidores y el 15% restante como comercializadores.
El informe, auditado y verificado por Bureau Veritas, identifica tres escenarios. En el de potencial máximo se estima una producción 7,9 millones de toneladas anuales, lo que implica 74,3 gigavatios (GW) de electrolisis y supondría un consumo nacional de 1,4 millones de toneladas al año.
Mientras, en el escenario base se cifra una producción de 1,6 millones de toneladas anuales, con 13,4 GW de electrolisis y un consumo anual de 1 millones de toneladas, cifras en este peor de los escenarios por encima incluso ya de los 11 GW de objetivo que estima el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) a 2030.
Para el escenario ‘Call for interest’ se ha registrado un interés ya con una producción de 2,5 millones de toneladas anuales, con 23,3 GW de electrolisis y 1 millón de toneladas al año de consumo anual, cifra ya superior al consumo actual de aproximadamente 600.000 toneladas anuales de hidrógeno gris.
Así, Gonzalo destacó que este resultado de la muestra de interés lanzada por la compañía “respalda plenamente tanto la propuesta de actualización del PNIEC como los proyectos que presentó Enagás al proceso de PCIs de la Unión Europea y que representan una solución plenamente respaldada por el mercado de las necesidades de infraestructura que va a tener España en este ámbito”.
Además, el directivo puso en valor como la apuesta por el hidrógeno representa “un elemento importantísimo de articulación territorial”, después de ver como han aflorado proyectos de generación y de consumo en todas las comunidades autónomas.
Las infraestructuras para España de Enagás y presentadas a la convocatoria de PCI de la Comisión Europea son: el Eje de la Cornisa Cantábrica, Eje del Valle del Ebro, Eje Levante, Eje Vía de la Plata -con su conexión con el Valle de hidrógeno de Puertollano-, el Eje Guitiriz-Zamora, así como dos almacenamientos subterráneos de hidrógeno en Cantabria y País Vasco.
Esta infraestructura española de hidrógeno conectará con el corredor H2Med -proyecto en el que participan como promotores, además de Enagás, los Transmission System Operators (TSO) de Portugal, Francia y Alemania-, que permitirá convertir a la Península Ibérica en el primer hub de hidrógeno de Europa. El corredor, incluido en la lista de PCI, incluye el tramo entre Celorico da Beira en Portugal y Zamora (CelZa) y la conexión marítima entre Barcelona y Marsella (BarMar).
INVERSIONES
Las inversiones previstas para poder alcanzar esa infraestructura española de hidrógeno ascienden a un total de 4.900 millones de euros -1.200 millones en almacenamiento subterráneos y 3.700 millones en infraestructuras-. Para el H2Med se cifra una inversión de 2.500 millones de euros, de los que 1.000 millones serían de inversión española. Estas inversiones se acabarán de concretar en función de la Planificación vinculante que defina el Gobierno de España.
“Hemos visto que España demuestra ese potencial que tiene de convertirse en un gran hub europeo de hidrógeno verde, pero además debemos y podemos convertirnos en la gran puerta de entrada a la Unión Europea del Hidrógeno Verde producido en países vecinos, en particular del norte de África”, añadió Gonzalo.
A 2040 POTENCIAL DE CONEXIÓN INTERNACIONAL CON EL NORTE DE ÁFRICA
Además, en la visión que la compañía ha presentado a 2040, en la que se han tomado como base los datos del escenario máximo potencial, se muestra una producción máxima de hidrógeno renovable de 8,7 millones de toneladas al año, una capacidad de electrólisis de 84,3 GW y un consumo de 1,5 millones de toneladas anuales.
Asimismo, Gonzalo destacó que para 2040 “aparece con claridad” el potencial de las conexiones internacionales con Argelia y Marruecos, pudiéndose así utilizar la infraestructura troncal española también para servir de puerta de entrada a flujos de hidrógeno renovable procedentes del norte de África.
AMONÍACO Y CO2.
La consulta también se abrió a conocer las necesidades de infraestructura para amoniaco renovable y CO2, con una muestra de interés para producir cinco millones de toneladas de amoníaco verde al año. Sólo esta producción de amoníaco involucra el consumo de 900.000 toneladas al año de hidrógeno verde y un gran número de empresas, 41 empresas, se han mostrado interesadas en contar con infraestructura para transportar 4 millones de toneladas de amoníaco verde al año.
En el caso del CO2, se ha obtenido respuesta de 37 empresas interesadas en la captura de CO2 en un volumen de hasta 10,4 millones de toneladas al año de CO2. Asimismo, 53 empresas están interesadas en disponer de infraestructura para poder transportar, almacenar, gestionar ese CO2.
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