Por entonces Nokia fabricaba algunos de los mejores teléfonos del mundo. Contaba con ingenieros brillantes, procesos de producción impecables y una posición dominante en el mercado. Disponían incluso de prototipos de pantalla táctil años antes de que Apple los presentara. Sin embargo, Nokia pensaba que estaba en el negocio del hardware. Y tenía razón. El problema es que Apple había decidido que el futuro estaba en otro negocio: el de las plataformas. En menos de una década, la empresa finlandesa que había iluminado la comunicación de medio planeta pasó de ostentar el 40 % del mercado global de móviles a ser adquirida por Microsoft por una fracción de su valor pasado (5.440 millones de euros).

Esta historia me viene a la mente tras analizar los datos del “Anuario 2025-2026 de la Movilidad Eléctrica en España” de la Asociación Empresarial para el Desarrollo e Impulso de la Movilidad Eléctrica (AEDIVE). No por los números en sí, que siempre son comparables con otras regiones más avanzadas en la materia, sino por lo que anuncian. Recuerdo como si fuera ayer como el profesor de física nos decía que era importante discernir el sentido de la dirección al sacar la resultante de las fuerzas. En este caso, lo que estamos viendo con los datos de la movilidad eléctrica española del año pasado, son un adelanto de lo que viene.

España matriculó en 2025 un total de 124.696 vehículos 100% eléctricos (+68,6 %). Si nos centramos únicamente en los automóviles, sin contar furgonetas, motos ni cuadriciclos, la cifra alcanza los 104.227 vehículos (+77,6 %). Si tenemos en cuenta los híbridos enchufables vendidos, 130.087 unidades, dan un total de 254.783 vehículos que ya incorporan tecnología eléctrica para la propulsión. La cuota de los vehículos 100% eléctricos (BEV) sobre el total de matriculaciones pasó del 5,7 % (2023) a un 9 % en 2025, acercándose por primera vez a una penetración de mercado de dígito alto.

La infraestructura acompaña al mercado, aunque con sus propias fricciones: España superó en 2025 los 50.000 puntos de recarga públicos operativos, mientras Europa en su conjunto rebasó el millón de puntos.

De hecho, el debate de los cargadores se está desplazando hacia si son de la potencia suficiente, eficientes y homogéneos como para catalizar el salto que se anticipa. Cabe destacar que solamente 174 GWh de energía ha sido consumida a través de puntos de recarga de acceso público. Eso quiere decir, que el 82,5% de la energía que consumen los vehículos eléctricos ha sido de acceso privado. No me cansaré de repetir, que disponer de una plaza de aparcamiento de uso privado va a resultar clave para que muchos indecisos puedan dar el paso a la modalidad eléctrica.

A su vez, el ciudadano medio que esté en disposición de renovar su vehículo personal debe analizar la compra del vehículo de manera holística. Para ello, el coste total de propiedad (TCO, por sus siglas en ingles) debe entrar en la conversación. Históricamente, la población cuando adquiría un coche lo hacia solamente pensando en el coste inicial, lo que en el mundo industrial se conoce como CAPEX (Gasto de Capital). Sin embargo, como todos los lectores conoceréis en vuestras propias carnes que el coche dispone de otro tipo de gastos recurrentes, derivados de la operación y mantenimiento pertinente. Lo que en el mundo industrial se engloba bajo el paraguas de OPEX (Gastos de Operación). La suma de ambas debe guiar al comprador para la toma de decisión, no solamente el precio inicial a desembolsar, que en la actualidad, el coche eléctrico es superior.

El gasto recurrente principal al que se enfrenta un conductor, es el consumo de combustible. Pero vamos a ilustrar con unos números para ver cómo se diferencian por tecnologías. Un vehículo diésel con un consumo medio de ~6 l/100 km y un precio del gasóleo en 2026 de ~1,45 €/l registra un coste energético de unos 8,7 €/100 km; en gasolina, la cifra sería incluso mayor, en torno a 9 €/100 km con un precio de ~1,50 €/l. Frente a ello, un vehículo eléctrico con un consumo medio de ~16 kWh/100 km presenta costes muy distintos según el tipo de recarga: ~2,7 €/100 km en carga doméstica con una tarifa media de ~0,17 €/kWh, ~4–6 €/100 km en recarga pública AC y ~8–10 €/100 km en carga rápida o ultrarrápida en autopista.

Estos datos muestran que la recarga doméstica es, con diferencia, la alternativa más económica. Quienes pueden cargar en casa, especialmente en horario valle o nocturno, pueden reducir el coste hasta ≈1,6 €/100 km, muy por debajo de cualquier opción basada en combustibles fósiles. Paralelamente, la tendencia regulatoria no hace sino reforzar esta ecuación. La extensión del sistema europeo de comercio de emisiones (ETS2) a los combustibles de transporte a partir de 2027 podría suponer entre 15 y 45 céntimos de euro adicionales por litro de gasolina o diésel. El consumidor que hoy decide entre un coche de combustión y un eléctrico no debería estar enfocando la decisión por la arista medioambiental, que también, sino mediante una operación aritmética, y para ello el TCO es imprescindible. Análogamente, el coche eléctrico añade el diferencial en mantenimiento: sin cambios de aceite, sin embrague, sin sistema de escape, sin los miles de piezas mecánicas que caracterizan al motor de combustión interna.

Por lo tanto, de todo lo previo subyace una cuestión. Mientras el debate europeo sobre el vehículo eléctrico se centra en cuotas de mercado, aranceles y subvenciones, argumentos legítimos, pero de segundo orden, en Asia está ocurriendo algo de una magnitud diferente. Foxconn, el mayor fabricante por contrato de smartphones del mundo, ha inaugurado un centro de I+D en Zhengzhou con el objetivo explícito de reducir el ciclo de desarrollo de un vehículo eléctrico a 24 meses. El modelo es exactamente el mismo que usó con el iPhone: convertirse en un integrador tecnológico que fabrica plataformas para terceras marcas.

Xiaomi está integrando el automóvil dentro de su ecosistema del Internet de las Cosas (IoT), conectando movilidad, hogar inteligente y dispositivos personales en una sola capa de datos. Huawei ofrece sistemas operativos, soluciones de conducción inteligente y plataformas de conectividad que los fabricantes tradicionales pueden incorporar como si fueran un componente más. Estas empresas no quieren fabricar coches. Quieren poseer el software que los gobierna, los datos que generan y los servicios que se prestan sobre ellos.

El cambio de paradigma es radical: el automóvil deja de ser un producto industrial para convertirse en una plataforma tecnológica. Un nodo dentro de un ecosistema digital más amplio donde el valor, y por ende el margen, reside en el software, la experiencia de usuario y los servicios conectados, no en la chapa y la mecánica. Nokia fabricaba el mejor hardware, pero la empresa fundada por Steve Jobs, Apple, entendió que el negocio era otro. El teléfono móvil es el terminal de acceso principal a otro universo.

La pregunta que Europa debe formularse es si la industria del automóvil que ha definido su prosperidad industrial durante 150 años está preparada para competir en ese terreno. O si, como Nokia, que tenía los mejores ingenieros del mundo fabricando los mejores teléfonos de una era que ya está terminando, dado que otro competidor del mercado hacia decidido crear el smartphone. El siglo XXI no premia a quien fabrica mejor. Premia a quien entiende antes cuál es el verdadero producto. Y el verdadero producto, en la movilidad del siglo XXI, no es el coche. Es la plataforma inteligente de movilidad, donde el vehículo se convierte en una extensión del ecosistema digital del usuario.

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Hoy es un post atípico en una fecha atípica. Seré breve.

Este mensaje NO ha sido generado por IA. Aquí ya sabéis que no utilizo a la inteligencia artificial para mis análisis. Tiene mi propio toque, siempre imperfectos, pero siempre humanos.

Os voy a ser muy sincero: me daba un poco de apuro publicar esto. No me suele gustar pedir, pero en este caso, lo haré.

Me hace mucha ilusión comentaros que me han reconocido como uno de los 10 mejores divulgadores de energía de España.

En el canal, Energy Analysis, ya son 165 análisis publicados. Los más antiguos que me seguís sabéis que inicie la andadura de escribir y analizar diferentes temas relacionados con la energía allá por finales de 2021.

Para pasar a la final entre los 4 mejores e ir a La Noche de la Energía en Madrid, necesito que me VOTÉIS.

Pasar a la final de estos premios depende de vuestro voto.

A veces pensamos: “Bah, ya le votará otro”.

Y muchas veces ocurre que delegamos en la acción del colectivo, lo que fácilmente podríamos hacer cada uno de nosotros.

El nivel de los profesionales que están en el ranking es altísimo. Por lo que, se agradecería recibir vuestro voto.

Son 2 minutos, y la verdad que sería una manera de reconocer la labor que llevo haciendo desde hace más de 4 años.

Una vez en la final, sería el jurado de los premios quien determina quien es el ganador. Por lo que solo deberéis auparme en esta ocasión. Un solo voto!

Me estarás ayudando mucho más de lo que crees.

Os dejo aquí el link.

https://elperiodicodelaenergia.com/la-noche-de-la-energia?preview_id=2?utm_source=newsletter&utm_medium=email&utm_campaign=noche-energia-25_18991230&utm_content=noticias_apertura#votaciones

¿Cómo se hace?

Muy sencillo. Clickáis en el link y os lleva a la web donde podéis verificar vuestro correo electrónico. Esto se hace para que solo se pueda votar una vez por persona.

Os llegará al correo electrónico que habéis puesto, un mensaje como este.

Y allí te da acceso a la pagina web para hacer la votación. Este enlace es único, está vinculado a tu dirección de correo electrónico y solo se puede usar una vez.

Fácil y sencillo y para toda la gente, como dice Karlos Arguiñano.

Suerte al resto de nominados. Y si no me queréis votar, hacerlo por Sergio Fernandez, que es muy TOP.

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El homo sapiens se encuentra en la cima de la cadena alimentaria. Un avance fundamental en su trayectoria de desarrollo fue la domesticación del fuego. Hace unos 300.000 años, el Homo Erectus, los neandertales y los Homo sapiens usaban fuego de manera cotidiana. Los humanos habían evolucionado al disponer de una fuente fiable de luz y calor. Además de proporcionar defensa frente a depredadores y permitir la quema de praderas, la contribución más significativa del fuego fue la posibilidad de cocinar alimentos.

Alimentos que los humanos no pueden digerir de forma natural, como son el trigo, el arroz o la patata, se convirtieron poco a poco en elementales para nuestra dieta. La cocción facilitó la reducción del tiempo dedicado a la alimentación y propició un cambio evolutivo que derivó en la disminución del tamaño dental y el acortamiento del tracto intestinal. Al acortar el intestino y reducir su uso de energía, permitió al cerebro de los neandertales y los sapiens de gozar de mayor sustento para la evolución. Cuando los humanos domesticaron el fuego, consiguieron el control de una fuerza obediente y potencialmente ilimitada.

Milenos más tarde el calor fue la pieza clave para la revolución industrial en la segunda mitad del siglo XVIII. La máquina de vapor desarrollada por Watt, basada en la utilización del calor, actuó como catalizador de dicho proceso al mejorar significativamente la eficiencia energética en la industria. Gracias al movimiento rotatorio, el pistón de doble acción, el indicador de presión y el control centrífugo automático de la velocidad, estas tecnologías se aplicaron en molinos, fábricas y talleres industriales, lo que incrementó notablemente la producción.

Por lo tanto, queda sobradamente probado que la energía siempre ha sido el epicentro de cualquier actividad humana. El avance logrado por Michael Faraday, destacado referente en física e ingeniería, permitió comprobar que el magnetismo genera electricidad mediante el movimiento, lo que supuso el inicio de la “Era de la Electricidad”. Este descubrimiento representó un progreso esencial en la evolución de la especie humana. El primer generador eléctrico construido por Faraday en 1831 significó un hito trascendental en la historia científica y tecnológica.

Sin embargo, hasta hace relativamente poco el ser humano no ha sido capaz de almacenar energía de manera eficiente. Sin embargo, con el desarrollo de la química se ha logrado salvar ese gran escollo y gracias a los dispositivos electroquímicos el ser humano es capaz de almacenar energía, en forma de electricidad. A medida que las energías renovables se extienden por toda Europa, el aumento del uso de baterías puede garantizar que se aproveche la mayor cantidad posible de energía limpia.

Durante el año 2025, en España se instalaron aproximadamente 10 GW de nueva capacidad eléctrica renovable, compuestos por 8,8 GW de energía solar fotovoltaica y 1,2 GW de energía eólica. Esta cifra se incrementa hasta los 11,6 GW al incluir las instalaciones destinadas al autoconsumo. Al cierre del año, el parque generador del sistema eléctrico español alcanzó los 142,5 GW, lo que representa un aumento del 7,3% respecto a 2024, tras la incorporación de 10 GW provenientes de fuentes renovables.

En muchos países de la Unión Europea, las horas de mayor consumo de gas impulsaron los precios al alza en 2025, mientras que las horas con mayor incidencia del sol o del viento los redujeron. En la siguiente imagen se puede observar la curva de pato característica.

En 2025, los precios mayoristas de la electricidad registraron aumentos en 21 países de la Unión Europea respecto a 2024, con variaciones anuales que van desde el 22% en Austria hasta el 3% en Grecia. Estos incrementos se atribuyen principalmente a picos significativos durante las horas matutinas y vespertinas, que corresponden a periodos de mayor consumo de gas. En dichos intervalos, la demanda energética es cubierta por centrales de gas, cuyo coste elevado impacta directamente en los precios finales.

La generación de electricidad mediante la combustión de gas fósil representa generalmente la opción más costosa. En el año 2025, el coste promedio de la electricidad producida a partir de gas se situó entre 101 €/MWh y 112 €/MWh en la Unión Europea. Además, durante los períodos de mayor demanda de gas en 2025, los precios registraron un incremento medio del 11 % en comparación con el año 2024.

Las horas en las que predomina la generación eólica y solar, asociadas a menores precios de electricidad, se presentan en toda la Unión Europea y su frecuencia aumenta progresivamente. La gráfica siguiente recoge datos de ENTSO-E Transparency Platform, correspondientes al 10/2/2026, sobre la producción anual de energía renovable de los Estados miembros de la Unión Europea.

En 2025, 19 países de la UE experimentaron al menos una hora en la que la energía eólica y solar combinadas representaron más del 70 % de la generación eléctrica horaria del país, un aumento significativo con respecto a solo dos países en 2020. Además, Dinamarca, Estonia, Alemania, Grecia, Lituania, Luxemburgo, Países Bajos, Portugal y España registraron que, en más de un tercio de las horas analizadas, la producción combinada de energía eólica y solar representó más de la mitad del total de su generación eléctrica.

El notable incremento en el valor de las importaciones chinas de baterías hacia la Unión Europea durante los primeros once meses de 2025 refleja la solidez de esta cartera de proyectos. La disminución en el precio de las baterías ha tenido un impacto positivo en la optimización de los modelos de negocio y ha favorecido el despliegue de soluciones de almacenamiento energético; en 2025, las grandes baterías de la UE superaron los 10 GW . Esta cifra representa más del doble en comparación con los 4 GW registrados en 2023. Aunque casi la mitad de la capacidad a gran escala continúa concentrada en dos países (Italia y Alemania), en 2025 se registraron señales claras de aceleración en toda la Unión Europea.

La siguiente infografía presenta una clasificación de países de la Unión Europea según su capacidad operativa de baterías a escala de red (GW). Actualmente, aproximadamente la mitad de las baterías a gran escala se encuentran en dos países principales: Italia y Alemania. Sin embargo, para 2025 se han identificado tendencias claras de aceleración en todo el bloque, con el inicio o anuncio de proyectos de baterías en la mayoría de los estados miembros.

Es relevante señalar que España, a pesar de situarse entre los tres principales países europeos en generación de energía renovable para el año 2025, aún no ha implementado una estrategia consolidada respecto al almacenamiento energético mediante baterías. Como refleja la gráfica adjunta, la capacidad de baterías en España, en comparación con la potencia instalada de energía eólica y solar (%), se encuentra entre las más bajas del continente.

Es recomendable analizar estrategias exitosas basadas en experiencias previas. En esta ocasión, se examinan los paralelismos entre Italia y California (Estados Unidos). Italia se posiciona como uno de los líderes en baterías dentro de la Unión Europea, con una capacidad de 1,9 GW, lo que representa aproximadamente el 20 % de la capacidad operativa total del bloque. En 2025 se registró un notable crecimiento, ya que la capacidad aumentó en 0,7 GW entre enero y octubre, lo que equivale a un incremento del 40 % respecto a 2024. Además, una cartera sólida de proyectos anticipa un rápido crecimiento futuro: hasta diciembre de 2025, existen 10 GW en nuevos proyectos de baterías que están en construcción, han sido autorizados o han sido anunciados.

En 2025, las baterías instaladas en Italia contribuyeron a cubrir la demanda energética durante las horas de mayor consumo de gas, una tendencia que podría intensificarse tras la construcción del gasoducto. En septiembre de 2025, los sistemas de almacenamiento de energía a gran escala descargaron un promedio de 1,1 GW entre las 19:00 y las 20:00 horas, lo que representó solo el 3 % de la demanda en ese periodo, frente al 52 % procedente de fuentes fósiles. No obstante, con la entrada en funcionamiento del gasoducto, la capacidad de almacenamiento mediante baterías podría multiplicarse cerca de seis veces, permitiendo cubrir una proporción significativamente mayor de la demanda en los picos de consumo y disminuyendo la elevada dependencia nacional del gas, cuyo coste es considerable.

En el periodo comprendido entre septiembre de 2021 y septiembre de 2025, la proporción de combustibles fósiles en la demanda máxima de California descendió del 44 % al 34 %, mientras que la participación de las baterías aumentó del 3 % al 22 %. Este comportamiento indica que los países de la Unión Europea que adopten sistemas de almacenamiento con baterías para aprovechar energía renovable podrían disminuir significativamente su dependencia del gas, cuyo costo es elevado.

El incremento de la capacidad de almacenamiento en baterías tiene el potencial de reemplazar una mayor proporción de la generación energética basada en gas y contribuir a la reducción de los precios mayoristas de la electricidad durante periodos de alta demanda. La energía solar o eólica almacenada en baterías y distribuida en horario vespertino podría alcanzar un coste aproximado de 64 €/MWh en Italia. Este valor resulta competitivo frente al coste de producción de electricidad de una central eléctrica de gas típica, que en Italia registró un promedio de 111 €/MWh en 2025 y frecuentemente determina el precio de la electricidad en los mercados eléctricos europeos. Al competir con centrales eléctricas de gas más costosas y fomentar una mayor competencia entre proveedores para cubrir la demanda, el almacenamiento en baterías puede limitar el poder de mercado de los generadores fijadores de precios y, en consecuencia, contribuir a la disminución de los precios mayoristas de la electricidad. El ser humano siempre ha tirado de ingenio para ir solventando los problemas diarios que ha ido sufriendo como especie. Este caso no será el último. Por lo tanto, iremos observando una mayor penetración del almacenamiento eléctrico en la red de España.

Tras la intervención de fuerzas especiales en el secuestro del presidente de Venezuela, Nicolás Maduro, Trump expresó interés por recibir el Premio Nobel de la Paz. Llegando a la desvergüenza de recibir y hacerlo suyo el premio recibido por Marina Corina Machado. Observen la felicidad que irradia el presidente norteamericano.

Los bombardeos aéreos de Estados Unidos e Israel sobre Irán, bautizados como “Epic Fury” tuvieron su inicio el 28 de febrero de 2026. Irán respondió con ataques contra bases militares estadounidenses e infraestructura en países vecinos de Oriente Medio. El secretario del estado norteamericano de origen cubano, Marco Rubio, en una entrevista en los medios de comunicación menciono lo siguiente “Sabíamos que iba a haber una acción israelí; sabíamos que eso precipitaría un ataque contra las fuerzas estadounidenses, y sabíamos que, si no los perseguíamos preventivamente antes de que lanzaran esos ataques, sufriríamos más bajas”. Estas declaraciones socavan el derecho internacional de manera flagrante, lanzar una campaña militar sobre un país con la excusa de guerra preventiva. Increíble. Las implicaciones de la guerra no se hicieron notar, aunque luego profundizaré en la energía, el primero que me gustaría destacar es el cierre del espacio aéreo de la región debido al intercambio de misiles y drones.

Las monarquías del Golfo como Arabia Saudí, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait y Qatar visualizaron en la aviación civil una oportunidad estratégica para posicionarse a nivel internacional. Un ejemplo notable lo constituye el aeropuerto de Dubái, que registra el mayor volumen de viajeros internacionales, alcanzando los 95 millones de pasajeros en 2025. Para lograr este objetivo, han aprovechado dos ventajas principales: en primer lugar, la ubicación geográfica, ya que dos tercios de la población mundial se encuentran a menos de ocho horas de vuelo. En segundo lugar, el modelo ‘hub and spoke’, el cual establece un aeropuerto central (hub) donde convergen rutas procedentes de diferentes puntos (spokes), permitiendo optimizar el flujo de transporte y rentabilizar conexiones que, de otra forma, serían insostenibles. El año pasado estuve en Tanzania, pero como un vuelo entre Madrid-Tanzania puede no resultar suficientemente rentable debido a la limitada demanda directa; en consecuencia, dicho vuelo realiza escala en Doha, transformando este aeropuerto en un punto neurálgico del tráfico aéreo global.

Pero adentrémonos en la energía, ya que, fue precisamente el petróleo y el gas quienes sacaron a los países de la península arábiga de la periferia histórica para situarlos en el centro del mapa geopolítico. Desgraciadamente, la región seguirá gozando de peso estratégico a medio y largo plazo, dado que la dependencia de los combustibles fósiles en la economía mundial no se desvanecerá de un día para otro. Cabe destacar que, aunque la producción de energía renovable en España alcanzó aproximadamente el 56% en 2025, según datos de Red Eléctrica, la penetración de estas fuentes en el consumo energético total —incluyendo los sectores de transporte, industria y residencial— se reduce a menos del 20%. Por lo tanto, cuatro quintas partes de la energía consumida en estos ámbitos provienen de fuentes fósiles.

Previo al conflicto en Irán, el 20% del petróleo mundial transitaba por el estrecho de Ormuz, lo que equivalía a aproximadamente 20 millones de barriles diarios. En la siguiente infografía se puede observar la distribución de petróleo por países, así como de derivados de petróleo.

Este enclave es fundamental como vía de salida desde el Golfo Pérsico hacia el resto del mundo; se encuentra entre las costas de Irán y Omán y tiene solo 34 kilómetros de ancho en su punto más estrecho. En los mapas suele representarse como un mar de entrada, aunque en realidad funciona principalmente como ruta de salida. Por ello resulta útil observar el mapa desde una perspectiva orientada a Asia.

El bloqueo del estrecho de Ormuz llevado a cabo por Irán constituye una consecuencia directa de la denominada guerra asimétrica. Cabe señalar que la población iraní asciende a 93 millones de personas, lo que equivaldría a ser el país más poblado de la Unión Europea. Sin embargo, el principal impacto que Irán puede ejercer sobre Estados Unidos se limita al aumento del precio del petróleo, provocando presión internacional con el objetivo de poner fin a los bombardeos. Actualmente, el mundo atraviesa la mayor crisis de suministro de petróleo registrada, con una pérdida estimada de casi 20 millones de barriles diarios. Las principales crisis históricas de suministro de petróleo incluyen las siguientes:

1. Cierre del estrecho de Ormuz (actual): -20 millones de barriles diarios

2. Revolución iraní (1978): -5,5 millones de barriles diarios

3. Guerra de Yom Kippur (1973): -4,5 millones de barriles diarios

4. Guerra Irak-Kuwait (1990): -4,3 millones de barriles diarios

5. Guerra Irán-Irak (1980): -4 millones de barriles diarios

6. Guerra Rusia-Ucrania (2022): -2 millones de barriles diarios

Cabe destacar que no existe alternativa viable a esta ruta; Irán, Kuwait y Catar exportan toda su producción a través del estrecho, mientras que Irak utiliza esta vía para el 97% de sus exportaciones, Arabia Saudí para el 89%, y Emiratos Árabes Unidos para el 66%. En : el oleoducto Este-Oeste de Arabia Saudí, que conecta con el mar Rojo, y otro situado en Emiratos Árabes Unidos que lleva hasta Fujaira, en el golfo de Omán.

Al mismo tiempo, la Guardia Revolucionaria Islámica (CGRI) emitió advertencias a los buques que navegaban por el estrecho, indicando que no se permitiría el paso de ninguna embarcación. Irán esta siguiendo la estrategia de permitir la entrada y salida de los petroleros de sus aliados. Sin embargo, ante cualquier enemigo que quiera entrar por el estrecho están bombardeando con misiles y drones a las embarcaciones. De hecho, 16 petroleros ya han sido alcanzados por drones iraníes desde que comenzó esta crisis.

Asimismo, Irán está minando la zona para generar el miedo a los dueños de los petroleros y encarecer de manera brutal los seguros de los buques que tengan intención de pasar por el estrecho de Ormuz. El The Wall Street Journal publicó un excelente desglose técnico de las capacidades de minas marítimas de Irán en el Estrecho de Ormuz.

En términos análogos, Teherán ha establecido como condición para el tránsito por el Estrecho de Ormuz que las transacciones de dichos crudos se liquiden en yuanes, prescindiendo del dólar estadounidense. Esta exigencia de Irán trasciende lo meramente comercial; representa un esfuerzo deliberado por desvincular el comercio energético del sistema financiero global, tradicionalmente supeditado a la hegemonía del dólar y a los mecanismos sancionadores de Washington.

Asimismo, esta medida incorpora una dimensión geopolítica de gran calado: cada operación ejecutada en moneda china erosiona el monopolio del petrodólar y propicia la consolidación de circuitos energéticos alternativos. Estos ecosistemas financieros permiten estrechar vínculos estratégicos entre naciones sujetas a regímenes de sanciones o alineadas bajo la órbita de influencia de la República Popular China.

Pero los movimientos de Irán no solo quedan ahí, pese a su significativa desventaja militar frente al poder estadounidense e israelí, posee una ventaja estratégica en términos de costos.

Se suele afirmar que las guerras actuales sirven como laboratorios para conflictos futuros, y la guerra en Ucrania ha demostrado cómo la incorporación de drones ha transformado el campo de batalla. Los vehículos aéreos no tripulados han causado daños considerables sin necesidad de exposición directa en el frente. En este contexto, los países destinatarios de misiles o drones iraníes deben desplegar sistemas avanzados de defensa antiaérea.

Los drones Shahed de Irán tienen un coste estimado entre 20.000 y 50.000 dólares, con una carga explosiva de 40 kg. Por contraste, los interceptores PAC-3 cuestan aproximadamente 3,7 millones de dólares; los SM-6, entre 4 y 5 millones; y las municiones THAAD alcanzan los 15 millones de dólares. Esta disparidad implica una relación de costos favorable para Irán de hasta 50 a 1. En estos escenarios, el factor decisivo reside en la capacidad de fabricación rápida por parte de los actores involucrados.

Hasta el momento, los ataques a instalaciones energéticas han sido seleccionados cuidadosamente, debido a que el riesgo de escalada y la posibilidad de una crisis energética global han servido como factor disuasorio para los líderes involucrados. No obstante, el 18 de marzo de 2026, Israel llevó a cabo un ataque contra la infraestructura gasística compartida entre North Field (Qatar) y South Pars (Irán), lo que representa una importante escalada en el conflicto con consecuencias relevantes para la estabilidad regional, los mercados energéticos internacionales y la seguridad ambiental del Golfo. No debemos olvidar que la restauración de las plantas industriales tras los ataques pueden tardar meses, por lo que, las ondas sísmicas se sentirán durante semanas en los mercados globales.

El Campo Norte —denominado South Pars en Irán— está situado bajo las aguas del Golfo, en la frontera marítima entre Qatar e Irán. Esta estructura geológica contiene aproximadamente 51 billones de metros cúbicos de gas recuperable. Por el lado iraní, South Pars alcanza una producción diaria de 730 millones de metros cúbicos de gas, cifra récord registrada en febrero de 2026. Este volumen abastece el 70% del consumo interno de gas en Irán, proveyendo energía a centrales eléctricas, sistemas de calefacción y complejos petroquímicos, fundamentales para mantener la economía iraní bajo sanciones.

A pesar de que los ataques se han centrado en zona iraní, los yacimientos son geológicamente continuos. La presión del yacimiento, la dinámica de extracción y las consecuencias ambientales son compartidas. El yacimiento North Field es fundamental para la industria de GNL de Qatar, que exporta aproximadamente 77 millones de toneladas anuales, cerca de una quinta parte del suministro mundial de GNL.

La respuesta de Irán al ataque en South Pars ha consistido en atacar Ras Laffan (Qatar), lo que genera importantes implicaciones directas. Tal como han señalado el ministro de Energía de Catar y el CEO de QatarEnergy, se ha declarado fuerza mayor en contratos de GNL con Italia, Bélgica, Corea del Sur y China durante cinco años. Como resultado de esta escalada, el 17% de la capacidad de GNL de Catar (equivalente a 12,8 millones de toneladas anuales) ha quedado fuera de operación, obligando a competir en mercados spot para obtener cargas de reemplazo.

El nivel de ocupación de las reservas de gas en Europa está cerca de su mínimo de los últimos cinco años para esta época del año: 46 mil millones de metros cúbicos a finales de febrero, frente a los 60 mil millones de metros cúbicos de hace un año y los 77 mil millones de metros cúbicos previstos para 2024.

La bicefalia que impera en esta Guerra de Irán, entre el bando instigador de Israel y Estados Unidos, al disponer de objetivos tan dispares, dificulta el consenso. Las ofensivas israelíes pueden representar un desafío para la administración Trump, que actualmente enfrenta dificultades relacionadas con el impacto de su conflicto con Irán en la economía doméstica de Estados Unidos. Un ejemplo es la situación en la isla iraní de Jark, de 22 km², desde donde una república islámica teocrática, regida por los principios del islam chií, exporta aproximadamente 1,6 millones de barriles diarios. La estratégica ubicación de Jark en el Golfo Pérsico, frente a la región continental iraní, ha favorecido el desarrollo de una red de oleoductos que conecta con los principales yacimientos nacionales, permitiendo la exportación del 90% del petróleo iraní.

El objetivo vital de Israel es eliminar la amenaza a su supervivencia, y ello pasa por destrozar las capacidades económicas de Irán, véase la isla de Jark. No obstante, la administración norteamericana sabe que si destruyen la isla, Irán no tendría ningún incentivo para buscar una negociación que encauce la situación a la desescalada. Dicho escenario abocaría a Irán a alargar la guerra hasta el fin de sus fuerzas y consecuentemente las tornas nacionales e internacionales se volverán contra Donald Trump. Como he mencionado al inicio, el rasgo de egolatría que mueve a Trump le impedirá perder crédito de cara a la posteridad.

Todo lo descrito hasta el momento parece lejano y ajeno a nosotros, los europeos. Sin embargo, nada más lejos de la realidad, ya que, en un mundo tan interconectado las disrupciones se sienten de igual manera lejos del epicentro. El mapa que aparece a continuación clasifica las regiones de la UE según dos dimensiones: el empleo en la industria manufacturera con alto consumo de gas (productos químicos, cerámica, metales básicos) y la dependencia de cada país del gas natural en materia de electricidad. En conjunto, estas dimensiones reflejan 2 canales de transmisión, los costes industriales y los precios de la energía, lo que genera 4 tipos de exposición regional.

El impacto es asimétrico. Como se puede ver zonas del arco industrial italiano, desde Lombardía hasta el Véneto y Friuli, así como la cornisa cantábrica con Euskadi y Asturias y el levante español, son zonas de dependencia extrema del gas, sufriendo presiones en ambos sentidos. Por poner un ejemplo, el norte de España concentran más del 2,7 % de su fuerza laboral en sectores con alto consumo de gas junto a una dependencia del 28,8 % de la red de gas natural en España.

En menor grado podríamos destacar Centroeuropa, con Alemania a la cabeza que industrialmente se encuentra afectada por la situación. Por ejemplo, Renania-Hesse-Palatinado y Düsseldorf presentan algunos de los porcentajes de empleo con mayor consumo de gas en Europa (superiores al 4,4%), sin embargo, la dependencia de Alemania del gas de la red eléctrica se redujo al 18% entre 2020 y 2024, por debajo del promedio de la UE del 24,4%. La transición energética ha debilitado el canal de transmisión de precios de la electricidad, incluso en zonas donde la exposición industrial sigue siendo alta. Por último, cabe resaltar que Francia amortigua de manera más favorable esta crisis por estar sustentado su mix energético en la energía nuclear.

Para el lector europeo esta guerra aterriza las consecuencias en su propia factura de la luz y en su puesto de trabajo. La crisis actual demuestra que la interconexión global es un arma de doble filo que golpea con especial dureza a los centros industriales dependientes del gas natural, justo con las reservas de gas en mínimos históricos y sectores manufactureros clave bajo una presión insostenible. La transición energética se revela aún insuficiente para blindar a la economía frente a las crisis de suministro en Oriente Medio. Y no debemos obviar que la verdadera batalla no se libra solo con drones, sino en las terminales bancarias. Irán ha transformado un bloqueo físico en el estrecho de Ormuz en un desafío existencial para el sistema financiero occidental al exigir pagos en yuanes. Al desvincular el comercio energético del dólar, Teherán no solo busca aliviar las sanciones, sino que erosiona activamente el monopolio de Washington sobre los circuitos globales de capital. Lo que comenzó como una “guerra preventiva” bajo el nombre de “Epic Fury” podría terminar siendo el catalizador definitivo para un nuevo orden energético liderado por la órbita de influencia china.

El exmandatario se encuentra atrapado en un dilema estratégico: permitir que Israel aniquile la capacidad económica de Irán o mantener un margen de negociación que salve su imagen de pacificador. Si la escalada de precios del petróleo termina por hundir la economía doméstica estadounidense, el sueño de Trump de consolidar un legado histórico y alcanzar el Premio Nobel de la Paz se disolverá entre el humo de los petroleros alcanzados en el Golfo. Al final, la egolatría del líder podría ser el único freno , o el acelerador final, para una guerra que ya ha cambiado las reglas del juego global.

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Davos no deja de ser un púlpito desde donde se dejan entrever las líneas de acción futuras de los lideres mundiales. Sin embargo, en esta ocasión el primer ministro de Canadá, Mark Carney, ha pronunciado un discurso esclarecedor que deja poco lugar a duda. (Os lo dejo por aquí). El último lustro está descubriendo un mundo muy tensionado tras una serie de crisis financieras, sanitarias, energéticas y geopolíticas. Recientemente, se ha cumplido el primer año del segundo mandato del presidente estadounidense, Donald Trump, quien parece empeñado en hacer saltar por los aires el viejo sistema de orden basado en reglas.

Mark nos ha recordado que vivimos en una era de gran rivalidad entre potencias y que los fuertes pueden hacer lo que quieren y los débiles deben sufrir lo que deben. Dicho aforismo del historiador ateniense Tucídides resume perfectamente las dinámicas globales azuzadas por las tres grandes potencias (EE.UU., China y Rusia).

El primer ministro canadiense vaticina que una actitud de resignación ante las graves vulneraciones del derecho internacional con la finalidad de evitar problemas no servirá. No debemos esperar que el cumplimiento compre seguridad. Cuando las reglas ya no te protegen, debes protegerte. Esto implica mantener la coherencia y aplicar los mismos criterios tanto a aliados (EE.UU.) como a rivales (Rusia). Por ejemplo, si países con poder intermedio señalan prácticas de intimidación económica de un origen (Rusia), pero omiten críticas cuando provienen de otro (EE.UU.), se perpetúa la doble moral.

Para salir de esa doble moral Mark ha descrito una historia que la transcribiré integra: “En 1978, el disidente checo Václav Havel, más tarde presidente, escribió un ensayo titulado “El poder de los sin poder”, y en él planteaba una pregunta sencilla: ¿cómo se sostenía el sistema comunista? Y su respuesta empezó con un frutero.

Cada mañana, este tendero coloca un cartel en su escaparate: «Trabajadores del mundo, uníos». No lo cree, nadie lo cree, pero aun así lo coloca para evitar problemas, para indicar sumisión, para llevarse bien. Y como todos los tenderos de cada calle hacen lo mismo, el sistema persiste, no solo mediante la violencia, sino mediante la participación de la gente común en rituales que, en secreto, saben que son falsos. Havel llamó a esto “vivir dentro de una mentira”.

El poder del sistema no reside en su verdad, sino en la disposición de todos a actuar como si fuera cierto, y su fragilidad proviene de la misma fuente. Cuando una sola persona deja de actuar, cuando el frutero retira su cartel, la ilusión empieza a resquebrajarse. Amigos, es hora de que las empresas y los países retiren sus carteles”.

Cabe destacar que estas declaraciones provienen del máximo mandatario de un gobierno occidental, y no de países considerados como polos ideológicos opuestos. En su intervención, reconoció públicamente las inconsistencias existentes en el orden internacional basado en normas, señalando que las naciones con mayor poder a menudo se exceptúan del cumplimiento de dichas normas cuando les resulta conveniente y que la aplicación de las reglas comerciales es desigual. De igual modo, se evidenció que el derecho internacional se aplica con diferente rigor dependiendo de la identidad tanto del acusado como de la víctima. Sin embargo, hemos seguido colocando el cartel en la ventana, participando de la escena, al menos como atrezo necesario, siendo conscientes de la disonancia que había entre las palabras y los hechos. Por lo que, lo que estamos viviendo hoy en día no es una transición, es una ruptura.

Este discurso podrá ser considerado, en retrospectiva, como el cierre de la etapa de la globalización ingenua, ya que ha expuesto, con una honestidad brutal, las inconsistencias del sistema sin paños calientes. En un contexto donde prevalecen los discursos políticamente correctos, resulta poco común encontrar manifestaciones tan contundentes.

El primer ministro canadiense, no solo ha realizado un diagnóstico sin ambages, sino que ha ofrecido vías alternativas para salir de la situación vulnerable actual mediante la creación “coaliciones de geometría variable”: grupos de actores que se unen por temas específicos (clima, minerales críticos, defensa) independientemente de las fronteras tradicionales. De este modo, se supera la lógica binaria de alianzas rígidas, el mundo de los buenos y los malos, abriendo paso a una cooperación más flexible y orientada a objetivos puntuales. Dado que el entorno global favorece a las grandes economías, es fundamental que las regiones más pequeñas colaboren de manera eficaz para incrementar su competitividad y capacidad de innovación. En ese sentido, desde Euskadi debemos buscar alianzas con otras regiones pequeñas, pero con un tejido denso de pymes de alta tecnología y con alta vocación al I+D, como pueden ser Baden-Wurtemberg o Baviera (Alemania), Flandes (Bélgica), Québec (Canadá)…

En el nuevo desorden mundial, y con la constante amenaza de aranceles unilaterales, el bienestar futuro de la región vendrá impulsado por el desarrollo de una mayor autonomía estratégica en materia de energía, alimentos, minerales críticos, finanzas y cadenas de suministro. Porque no se puede vivir dentro de la mentira del beneficio mutuo a través de la integración, cuando la integración se convierte en la fuente de su subordinación, como estamos observando entre EE.UU. y Europa. Por último, a quienes consideren que esto no les concierne, es necesario señalar que las relaciones entre potencias históricamente han terminado influyendo en el día a día de los simples mortales. Por lo que, más nos vale estar atentos para cuando los nubarrones bajen del monte Olimpo. Porque si no estamos en la mesa, estamos en el menú.

Cuando se habla de Guggenheim, prácticamente todos vislumbran la silueta del Museo Guggenheim Bilbao. La palabra “Guggenheim” condesa el asombroso proceso de transformación que vivió la capital vizcaína a finales del siglo pasado, tras la grave crisis industrial que atravesaba la ciudad. Para quien no lo conozca, este templo de arte contemporáneo forzado en titanio fue diseñado por el arquitecto Frank Gehry con un diseño vanguardista. Recientemente, el arquitecto canadiense ha fallecido a sus 96 años.

Si, soy de Bilbao y me gusta el Guggenheim, pero como dijo S. Jobs, “no podéis conectar los puntos mirando hacia el futuro, solo podéis conectarlos mirando hacia el pasado”. Por lo que, confía que los puntos se conectaran más adelante. Aunque hoy en día la familia Guggenheim sea conocida por las colecciones de arte y la filantropía, ya que, disponen de otro museo en la Quinta Avenida de Manhattan en Nueva York, el origen de esta familia estadounidense está cimentada en la industria minera y metalurgia.

El germen de todo ello fue Meyer Guggenheim, un sastre suizo de origen judeoalemán que nació en Suiza en 1828, y que cruzo el océano para cristalizar el “sueño americano”. Gracias a su visión empresarial y aciertos en las inversiones estratégicas que realizó pudo aprovechar el periodo de mayor transformación de la historia estadounidense para amasar una fortuna desorbitada. Hecho que a la larga le permitiría ser conocido como el patriarca de la familia Guggenheim.

En 1889, 40 años más tardes de llegar a la tierra prometida, Meyer construyó su propia fundidora en Colorado, bautizada como la Philadelphia Smelting. Durante la última década del siglo XIX y las primeras del XX, el imperio de Guggenheim estaba secundado por el éxito de sus minas y fundiciones, donde el control del American Smelting and Refining Company (ASARCO) fue su máximo exponente.

El enfoque hacia los recursos naturales de la familia Guggenhein nos lleva directos hasta a su fuerte presencia en Latinoamérica. Principalmente estaban vinculados a EE. UU., México y Chile. El movimiento empresarial de la familia Guggenhein venía precedido de un interés sostenido por los nitratos. Antes de las minas terrestres, desde mediados del siglo XIX los nitratos se lograban de un grupo pequeño de islas frente a las costas de Perú, llamadas Islas Chinca. Durante siglos las islas estaban habitadas por bandadas de piqueros, cormoranes, pingüinos y focas. El guano es el sustrato resultante de la acumulación masiva de excremento de aves marinas y focas en ambientes áridos.

Por poner un poco de contexto y valoréis la importancia de los nitratos (salitre) en la época, era el ingrediente básico de la pólvora, por lo que, el mineral del salitre era clave para ganar guerras. En el desierto de Atacama en la región de Antofagasta (antiguamente formaba parte de Bolivia) se asentaron los emigrantes chilenos con ansias de extraer riquezas del subsuelo. Gracias a la financiación inglesa y alemana, nació la explotación minera en la zona, principalmente, sales de nitrato. Tal fue el cariz que cogió la actividad de exportación, que en 1878 Bolivia impuso un impuesto retroactivo de 10 centavos por cada quintal (100 kg) de nitratos exportados. Como os podéis imaginar, este intervencionismo no sentó especialmente bien a las principales figuras empresariales de la época.

Si las fronteras siempre son conflictivas, las rencillas por la línea divisoria del mapa y los derechos de explotación de uno de los recursos más valiosos de la época, derivaron a la Guerra del Pacífico (1879-1883). Aunque por algunos historiadores se ha sostenido como la Guerra del Salitre o la Guerra de los Diez Centavos. No me voy a extender, pero la guerra la ganó Chile, logrando que la victoria militar se traduzca en aumento de la franja del territorio norteño, incluido Antofagasta, toda la costa de Bolivia y una gran parte de la zona calichera de Perú. Para que no penséis que el tema de guerra por las fronteras como en Ucrania/Rusia y Palestina/Israel o Sahara Occidental/Marruecos son historias modernas.

Los nitratos se podían convertir en ácido nítrico, nitroglicerina y dinamita, los explosivos de alta potencia que convertirían a Alfred Nobel en uno de los hombres más ricos del planeta. El “pobre” Alfred, con la finalidad de reparar el indirecto daño causado a la humanidad, recordemos que sus inventos se acabarían empleado en el ámbito bélico, acabo fundando unos premios en 1901 en pos de la excelencia humana en diversas disciplinas como son la química, física, medicina, literatura y paz.

Hoy en día detectamos muy bien las burbujas (al menos, a posteriori ;)), y seguro que, tras la siguiente lección, Daniel Guggenheim también. Uno de los hijos del patriarca en su afán por entrar en un mercado tan lucrativo cometió un error histórico al vender una de sus minas de cobre más prolíficas (Chuquicamata en Chile) a Anaconda Copper en 1922 para pasarse a la producción de nitratos. Pensar que los nitratos chilenos contribuyeron a alimentar y fueron los explosivos que llovieron en las trincheras de la primera guerra mundial.

Sin embargo, el bloqueo marítimo aliado durante la Primera Guerra Mundial aisló a Alemania, impidiendo la importación de nitratos (esenciales para fertilizantes y explosivos) desde Chile. Hasta esa época, el ser humano no había sido capaz de fijar nitrógeno de manera artificial, lo logró cuando la ciencia, la tecnología y la ingeniería confluyeron a inicios del siglo XX. Hasta entonces, la única forma de el nitrógeno de la atmosfera era esperar a que cayera un rayo, ya que, cuando un rayo cae, divide las moléculas de nitrógeno (N₂) en el aire, permitiéndoles reaccionar con el oxígeno para formar óxidos de nitrógeno. Estos óxidos de nitrógeno pueden disolverse en la lluvia, formando nitratos, que luego se depositan en el suelo y pueden ser utilizados por las plantas como macronutrientes que favorecen el crecimiento de las plantas.

Tras el bloqueo en la Primer Guerra Mundial, Alemania puso a sus grandes científicos enfocados a resolver los retos generados por la guerra. Este hecho posteriormente fue replicado durante la Segunda Guerra Mundial por EE. UU. en el famoso Proyecto Manhattan y recogido recientemente en la aclamada película Oppenheimer en 2023.

El químico alemán Fritz Haber quien consiguió la manera de utilizar el nitrógeno del aire para desarrollar la síntesis de amoníaco (NH₃), hecho que le valió el prestigioso Premio Nobel de Química de 1918. De esa manera, se dejó de lado el uso del abono natural, para evolucionar hacia la era de los abonos artifíciales. Proporcionando a Alemania una fuente interna vital para municiones (ácido nítrico) y alimentos, salvando al país del colapso económico y militar. Por el camino, Chile fue uno de los países más perjudicados, porque por aquel entonces fue quien exportaba la materia prima necesaria. El sector perdió importancia económica a partir del desarrollo y producción del salitre sintético.

Posteriormente, fue Carl Bosch quien permitió escalar el proceso, derivando todo ello en la industrialización de la síntesis de amoníaco. Por corolario, en 1931 le fue otorgado el premio Nobel de Química, compartido con Friedrich Bergius, por el descubrimiento y desarrollo del método de síntesis química a alta presión. Como se puede observar en la siguiente infografía, el proceso Haber-Bosch asestó un golpe casi mortal a la industria chilena de los nitratos.

En la década de 1960, una mina tras otra fue cerrando en medio de la feroz competencia de sus competidores de nitratos sintéticos, hasta que el Gobierno chileno intervino y nacionalizó las dos últimas empresas de caliche que quedaban. La explicación tiene tintes geopolíticos y económicos. Las autoridades de Santiago de Chile temían que, si se abandonaban el Atacama, los bolivianos y peruanos podrían recuperar el territorio perdido en la Guerra del Pacifico. Salvador Allende nacionalizó el sector del caliche, así como la industria del cobre en 1971. Unos años más tardes, ya inmersos en la dictadura de Augusto Pinochet, SQM (Sociedad Química y Minera de Chile) fue privatizada en favor de un grupo dirigido por Julio Ponce Lerou. Dicho así no parece nadie muy especial, cambia la cosa al saber que era el yerno de Pinochet. Dicen que la familia es lo más importante, que se lo digan a Julio. Hoy en día Ponce Lerou es uno de los hombres más ricos del país (ocupa el puesto 1.286 en la lista global de Forbes y el cuarto en Chile con 3.300 millones de dólares). Julio dejó la presidencia de SQM en 2015 tras las presiones de los accionistas minoritarios luego de que explotara el caso de financiamiento ilegal de la política en el que se vio envuelta la empresa minera.

Si en el siglo XIX el salitre era el ingrediente clave para las guerras y la agricultura, en el siglo XXI el litio es el componente esencial para la electromovilidad y el almacenamiento de energía. La fortuna de figuras como Ponce Lerou sigue ligada a las entrañas del mismo desierto que los Guggenheim intentaron explotar hace un siglo.

La historia de la familia Guggenheim nos enseña que la riqueza acumulada en la industria minera puede transformarse en legados artísticos inmortales como el museo de Bilbao. Sin embargo, la lección geopolítica es más pragmática: ningún recurso natural garantiza la prosperidad eterna.

Como bien señaló Steve Jobs, los puntos solo se conectan mirando hacia atrás. Al analizar la historia de los Guggenheim, el salitre y el proceso Haber-Bosch, la lección para el siglo XXI es clara: la tecnología no solo crea industrias, sino que redefine el poder geopolítico de las naciones. El futuro no se trata de qué recurso tienes bajo el suelo, sino de qué tan rápido puedes adaptar tu industria a las necesidades de un mundo en constante cambio. El futuro pertenece a quienes son capaces de ver la próxima síntesis antes de que el mercado cierre la mina anterior.

Desgraciadamente las narrativas en estos casos no dejan de ser prefabricadas para blindarse ante la opinión pública, en muchos casos ajenas a la geopolítica. Bajo ese discurso superficial de “No a las drogas” algo más profundo se ha activado: El retorno de la Doctrina Monroe.

La Doctrina Monroe, proclamada por el quinto presidente estadounidense James Monroe en 1823, fue una política exterior que advertía a las potencias europeas contra la colonización o interferencia en el continente americano, bajo el lema “América para los americanos”. Sobre todo para evitar que potencias de la época como España, Francia o el Reino Unido recuperaran territorios en el continente.

Cabe destacar que, aunque en las últimas décadas las fronteras de EE. UU. se mantienen constantes, no siempre han sido así. Puesto que las fronteras de Estados Unidos han ido ensanchándose desde que Gran Bretaña reconoció la independencia de los Estados Unidos como nación soberana en el Tratado de Paris del 3 de septiembre de 1783. Los Estados Unidos se expandieron hacia el Oeste, ampliando sus fronteras siete veces, con dos grandes ajustes de fronteras, y varias disputas territoriales y adquisiciones hasta consolidarse actualmente en los 50 estados.

Aunque la vorágine del día a día nos haga perder el curso de la historia, con este hecho Trump envía un mensaje claro a Pekín y Moscú, Latinoamérica es su patio trasero y sus recursos petroleros los gestionara según sus propios intereses. No debemos olvidar que Venezuela posee las mayores reservas probadas de petróleo del mundo, más de 304.000 millones de barriles, lo que representa el 17 % de las reservas mundiales.

Análogamente, cabe resaltar que China compra actualmente alrededor del 80 % de las exportaciones de petróleo de Venezuela, por lo que, el derrocamiento del Gobierno de Maduro parece otro movimiento en el ajedrez energético que se juega entre dos potencias: EE. UU. y China. Pero esta acción militar no es solo un “cambio de régimen”, sino una OPA hostil sobre el mayor depósito de hidrocarburos del planeta. El objetivo final es reintegrar a Venezuela en la órbita energética de Occidente, desplazando a rivales geopolíticos (Rusia y China) y permitiendo favorecer a empresas norteamericanas que tomen el control de lo que un día fue el mayor exportador de petróleo del mundo, muy por delante de Arabia Saudí. Actualmente, el país es el decimoséptimo mayor productor de petróleo del mundo. Es plausible que si las empresas norteamericanas quieren sacar redito de esta oportunidad, deban entrar en una ventana de inversiones multimillonarias para dar la vuelta a un maltrecho sector petrolero de Venezuela. Por lo tanto, dudo que esta acción tenga un impacto directo en el corto plazo en el mercado global de petróleo. El horizonte temporal parece más amplio que la legislatura restante de Donald Trump.

A la contra de lo que la mayoría cree, el petróleo no es una sustancia única y uniforme. Los tipos de petróleo se clasifican principalmente por su densidad (API Gravity) en ligero, medio, pesado, extrapesado y su contenido de azufre en dulce o ácido, muy ligado a la situación de partida en su formación hace miles de millones de años.

Para entender la jugada completa debemos conocer que históricamente EE. UU. ha sido importador de crudo de petróleo, no porque no tuviera yacimientos, sino por su alto consumo interno. En el 2005 el país superó los 12 millones de barriles diarios de origen externo. Estructuralmente estaban en una situación desfavorable, sin embargo, gracias a la aparición del fracking de esquistos bituminosos pudieron reducir la dependencia exterior, y a finales de 2019 se han convertido en netamente exportadores.

La seguridad energética no depende sólo de cuánto petróleo tienes bajo tus pies, sino de si tus refinerías son compatibles con ese petróleo específico. La capacidad de refinación de las grandes refinerías de Texas y Luisiana, enclavadas en la Costa del Golfo de México, cuentan con una gran capacidad de conversión secundaria, que incluye hidrocraqueadores, coquizadores y unidades de desulfuración. Estas refinerías fueron construidas hace décadas orientadas a recibir crudo pesado nacional y exportar al mundo vía petroleros marítimos, antes del auge del shale oil (petróleo de esquistos bituminosos) alrededor de la década de 2010 que resulta en crudos más ligeros. Como os podéis imaginar la modernización de las refinerías es un proceso gradual y muy costoso.

Además de Venezuela, los únicos otros países con cantidades significativas de petróleo pesado son Canadá y Rusia. La participación de Canadá en el total de petróleo importado por EE. UU. ha aumentado del 15 % en 2000 al 61 % en 2024. Al conocer todo esto, toman otro cariz los improperios que sistemáticamente lanzó Trump sobre, su vecino y aliado, Canadá durante 2025. Analizando los datos históricos ofrecidos de la Agencia Internacional de la Energía, queda patente que Estados Unidos se está volviendo más dependiente del crudo pesado, ya que, sus importaciones han aumentado significativamente, del 12 % de todas las importaciones de petróleo en 2000 al 70 % en 2025.

Evidentemente no tengo pruebas, pero tampoco dudas de que a Donald Trump no le interesa el bienestar de la población venezolana. El mismo se ha autodescrito como una persona puramente transaccional, y este movimiento tiene poco de ideologíco. Muchos son los países que no viven una situación idílica hoy en día sobre la faz de la Tierra, pero Trump no ha mostrado ningún interés en cambiar de rumbo al país, en cambio, en este concretamente ha entrado para capturar a su presidente. Piensen en cual sería la narrativa imperante en los medios de comunicación de la esfera anglosajona, si Putin o el presidente de China, Xi Jinping, admitieran en público que han realizado un acto de tal magnitud.

La geopolítica es como el aire, invisible, pero todos estamos unidos a él. En cambio, la geología está ahí inmutable, solo se requiere capital, tiempo y esfuerzo para liberar la riqueza petrolera del subsuelo venezolano. EE. UU. es un gigante energético, pero está “atado” a países con petróleo pesado debido a su propia infraestructura industrial.

La década de 1920 en el siglo XX fue bautizada como “Los Felices Años Veinte” siendo una época de auge económico, prosperidad y cambios culturales. Sin embargo, en nuestro tiempo deberemos buscar una nueva etiqueta, dado que la rivalidad geopolítica y la revolución digital parece que comprime el tiempo y el espacio a la par que multiplica las tensiones. La mía la tengo clara y eso que aun falta para acabar: “La Década de la Taquicardia Global”.

En este año, que divide el siglo XXI en cuarto partes iguales, estamos observando una gran revolución en materia de inteligencia artificial, donde los data centers están llamados a ser piezas centrales en la era digital. Un Data Center es un sistema informático especializado donde se mezclan hardware de alta potencia y disponibilidad en un ambiente controlado con la finalidad de almacenar, resguardar y procesar datos a gran escala.

Originalmente, los data center se asentaban sobre un concepto de “búnker estático de datos”, a modo de bibliotecas, donde se concentraban los recursos necesarios para el procesamiento de la información de una organización. Con el paso del tiempo, dichas infraestructuras de tecnologías de la información (IT) han evolucionado de ser salas de servidores internas a centros de datos profesionales. En la actualidad con una economía global y digitalizada, donde la conectividad de nuestras vidas — ámbito laboral y social— han multiplicado de manera exponencial el volumen de datos a procesar en estas infraestructuras. En la siguiente infografía podéis observar los diferentes tipos de data centers categorizados.

En la era digital en la que nos encontramos, los flujos de información y los datos a parte de ser almacenados, necesitan estar accesibles y tener capacidad de ser compartidos con empresas, socios, clientes y usuarios de todo el mundo. Aquí es donde entra uno de los parámetros importantes de los centros de datos debido a su naturaleza de hiperconectividad, la latencia, que describe el tiempo de demora en transmitir los paquetes de información mediante una red. Por poner un ejemplo, la tecnología 2G de los móviles antiguos oscilaba entre 500-1000 milisegundos, el 4G ronda los 200 milisegundos y el 5G, en cambio, ronda el milisegundo.

Los servicios digitales a parte de ser instantáneos, deben de ser confiables, ya que, deben de funcionar las 24 horas del día y los 7 días de la semana. Por lo que, la energía que alimenta los centros de datos debe funcionar a todas horas del día, independientemente de lo que ocurra en el exterior. Como resultado, el sector de los centros de datos es una industria de alto consumo energético, sosteniendo su actividad gracias a la electricidad. Como podéis observar, el sector supone entre el 1 y 5% de la demanda eléctrica de los países europeos.

Según recoge la Agencia Internacional de la Energía (IEA) en su informe sobre la electricidad de 2024, el consumo de electricidad en los centros de datos en 2022 a nivel global se encontraba en el rango de 240 a 340 TWh, alrededor del 1,3% del consumo total de electricidad. La electricidad es el mayor gasto operativo para los de centro de datos. Esta electricidad se utiliza para hacer funcionar los servidores, así como para enfriarlos. Una parte de la electricidad acaba transformándose en calor. El calor residual de los centros de datos puede considerarse una fuente de calor sostenible de baja temperatura de alrededor de 28 °C.

En ese sentido, algunos centros de datos utilizan soluciones refrigeradas por aire, que consumen más energía (pero menos agua). En cambio, otros centros de datos buscan utilizar técnicas de refrigeración por inmersión y refrigeración por agua, ya que ayudan a reducir el consumo de energía (a costa de aumentar la huella hídrica de la instalación). A su vez, algunos están empleando técnicas más innovadoras, como el enfriamiento adiabático.

Los operadores de los centros de datos han logrado desligar el consumo eléctrico del volumen de datos manejados, debido especialmente a la eficiencia energética. Esto queda muy patente al comparar la evolución histórica, donde entre 2010 y 2020 el rendimiento se multiplicó x8, sin embargo, el requerimiento de energía por carga de trabajo fue 12 veces menor.

En el sector existen varios parámetros relevantes para conocer de manera sencilla el coste energético del centro de datos. La eficacia en el uso de la energía, (PUE, Power Usage Effectiveness), es una métrica de la industria que mide la eficiencia energética de un centro de datos. Tiene en cuenta aspectos como la alimentación, la refrigeración y el funcionamiento de los servidores, las redes de datos y las luces. La PUE se mide dividiendo la energía total necesaria para las instalaciones de un centro de datos por la energía total utilizada para la computación. Cuanto más cercano a “1” sea el número PUE, más eficiente será el centro de datos.

En España, todas las instalaciones con una capacidad energética igual o superior a 500 kW deben reportar su consumo energético y la eficiencia del uso de la energía, expresada en términos de PUE . Análogamente, es común emplear otra métrica que asocia la eficiencia del uso del agua (WUE) en los caso es nos que la refrigeración emplee agua. La WUE analiza cómo un centro de datos utiliza el agua en relación con la electricidad consumida y se mide en litros por kilovatio hora. Como podéis imaginar, la ubicación de los centros de datos tiene un impacto directo, siendo menor la refrigeración necesaria en enclaves más fríos y húmedos que en áridos. El gráfico a continuación indica cómo las diferentes opciones de refrigeración a nivel de edificio y de servidor pueden afectar tanto a la WUE como a la PUE.

Como podéis imaginar, en función del tipo de refrigeración propuesto, el consumo eléctrico tenderá a subir o bajar. Las regulaciones que establecen objetivos WUE agresivos sin vincularlos con la PUE y las condiciones ambientales locales pueden tener efectos no deseados. Los operadores pueden evitar por completo la refrigeración por evaporación y recurrir a soluciones refrigeradas por aire, lo que aumenta el consumo de energía. De manera similar, si los objetivos de PUE son demasiado agresivos, los operadores de centros de datos pueden no tener otra alternativa que aumentar el uso de agua para cumplir con esos objetivos, un problema que es particularmente importante en regiones con escasez de agua.

La banda de Rock británica Queen lanzó en 1991 la canción “The show must go on”, título que describe perfectamente las necesidades de este tipo de infraestructuras, ya que, deben operar de manera ininterrumpida. En caso de corte de energía, los generadores diésel se ponen en marcha automáticamente en cuestión de segundos. Mientras que los generadores pasan por una breve fase de arranque, las baterías proporcionan energía permitiendo que los sistemas funcionen ininterrumpidamente sin ninguna interrupción. Luego, los generadores diésel se hacen cargo de la alimentación y proporcionan todo el suministro de energía del data center.

Las necesidades eléctricas de este tipo de infraestructuras parecen claras. En el caso de España, el futuro no parece excesivamente preocupante, ya que, si observamos la evolución de la demanda eléctrica de territorio peninsular ha ido disminuyendo desde el año 2018. Por lo que, el sistema parece que puede absorber las necesidades eléctricas del sector de los data centers.

Parece evidente que los problemas de desarrollo del sector de data centers en España no está asociado con la producción sino con el acceso a la energía. El acceso y conexión a las redes de energía por los data centers resulta complicado. Actualmente, esto son los data centers que figuran en territorio español.

La necesidad de interconexión digital está posicionando al sector de los data center como núcleo indispensable, pero dicho aprovechamiento dependerá en gran medida de la capacidad del sistema de transporte eléctrico (alta tensión) y distribución (baja y media) para desarrollarse. España posee, desde 2013, una limitación a la inversión en construcción de redes. Además, solo las inversiones incluidas en planes quinquenales pueden acometerse, lo que provoca un grave desacoplamiento de necesidad frente a la construcción. La electrificación es la solución más directa para usar las fuentes renovables que dispone la región. Por lo tanto, es inadmisible que existan cuellos de botella en ciertos nodos eléctricos de la península. Los tiempos actuales requieren de mayor agilidad. Normativas como las aprobadas el 15 de septiembre de 2024, donde todos los centros de datos de la Unión Europea deben cumplir con la Directiva de Eficiencia Energética (EED), establecen nuevas obligaciones de transparencia energética, con el objetivo de reducir el consumo y las emisiones de carbono. Este tipo de normativas refuerzan la posición de España para ubicar en su país los centros de datos que manejan a diario en nuestros datos, o podría decir, vidas.

La apertura del evento ha corrido por Irantzu Allende, Viceconsejera de Transición Energética del Gobierno Vasco, y ha versado sobre los grandes retos y grandes oportunidades que tiene Euskadi ante sí. Su intervención ha dejado claro que el futuro pasar por fortalecer la industria y tiene que pivotar sobre más industria, mejor industria y menos emisiones. Irantzu ha destacado que la tasa de abastecimiento de energía renovable en Euskadi es del 8,8%, frente a la media europea de un 49 %.

Para afrontar la transición que estamos inmersos ha subrayado que el Gobierno Vasco tiene un plan muy ambicioso, Industria Euskadi 2030, y que pretende reforzar sectores tractores como la energía, automoción, fabricación avanzada o metalurgia. Dicho plan está dotado presupuestariamente con 4.000 M€ de inversión pública en la legislatura en curso, y pretende movilizar otros 12.000 M€ del sector privado. Asimismo, me gustaría destacar otra iniciativa muy interesante que ha expuesto, el Plan Descarboniza, que contempla 400 M€ de ayudas directas para la electrificación y eficiencia de la industria, que se complementará con ayudas fiscales. El objetivo parece claro, acompañar a la industria en la transformación que tiene en curso.

La primera presentación del día ha sido de Joaquín Coronado, presidente de Build to Zero, sobre “Energía e Industria: menos Emisiones y más Competitividad”. No me cansaré de recomendar como uno de los imprescindibles del sector energético. A parte de muy salado en las distancias cortas y no lo digo por la frase estrella de “Bruselas pone los títulos de las canciones y nosotros tenemos escribir la letra y la música”.

Joaquin ha puesto de manifiesto que Europa se enfrenta a un reto doble: reducir emisiones netas y mantener su competitividad industrial. Cumplir el objetivo de 55 % de emisiones en 2030, y el 90 % que ya se debate para 2040, implica descarbonizar casi por completo la generación eléctrica y la industria, salvo sectores difíciles de abatir como el acero (5% emisiones) o el cemento (4%). La cuestión es si podemos eliminar esas emisiones sin eliminar la industria.

La Comisión Europea ha lanzado el Plan de Energía Limpia y Asequible, enmarcado en el Clean Industrial Deal, cuyo objetivo es reducir peajes, cargos e impuestos; abaratar el suministro mediante PPAs y más renovables; mejorar los mercados de gas con compras agregadas de GNL; e integrar un mercado energético europeo desarrollando instrumentos de financiación común bajo el nuevo marco CISAF (Clean Industrial State Aid Framework).

Europa parte con una clara desventaja de precios energéticos. Como recuerda el informe Draghi, la electricidad industrial cuesta el doble que en Estados Unidos o China, y el gas, el triple que en EE. UU. Esa brecha se traduce directamente en una pérdida de competitividad frente a economías con energía más barata y abundante. En 2024, según la Energy Information Agency, el precio medio de la electricidad para la industria (total, no sólo electrointesiva) en EE. UU. fue de 7,3 c€/kWh. Destacar que el mercado norteamericano es no homogéneo como se suele pensar a veces, ya que, dispone de rangos tan dispares como 5,5 c€/kWh en Texas hasta 19,5 c€/kWh en California. No es de extrañar que la demanda en Texas haya crecido un 5% en 2024 y se espera un 14% el año que viene impulsada por data centers y expansión industrial. En Europa, de acuerdo a Eurostat, el promedio alcanzó 23 c€/kWh y, en España, 17 c€/kWh, con un rango de entre 10 y 12 c€/kWh para las tarifas 6.1 y 6.2 de media tensión.

Joaquin considera que los costes regulados del sistema podrían reducirse en torno a 3.500 M€ de aquí a 2028. En gran medida porque el déficit de tarifa quedará completamente saldado en 2028 (2.390 M€ de coste en 2025). A ello se suma la reducción progresiva del coste RECORE (4.200 M€ en 2025, unos 300 M€ menos que en 2024), y la previsible disminución del coste de la generación extrapeninsular gracias a la incorporación de renovables (800 M€ en 2025). Esperemos que no vuelvan a firmar una hipoteca a nuestro nombre, en relación con los costes regulados incluidos por los distintos Gobiernos Españoles en la factura eléctrica, dado que es una mochila muy pesada la que hemos ido llevando en el sector eléctrico desde hace más de 20 años, y eso resta competitividad. Con ello, el coste de la electricidad industrial nacional podría ser más barato, como decía al inicio de su intervención, dejemos de lado los eufemismos de “más asequible”.

España tiene margen y sería viable eliminar impuestos como el 7 % del Impuesto sobre el Valor de la Producción de Energía Eléctrica (IVPEE), el canon hidráulico y el impuesto al combustible nuclear gastado, además de reducir hasta un 25 % los cargos eléctricos. Esta bajada favorecería la electrificación industrial, y eso es clave en la descarbonización.

De hecho, ha profundizado trayendo a colación las recomendaciones de la Comisión Europea, siguiendo las cuales podría bajarse el Impuesto Especial de la Electricidad del 5,11 % al 0,5 % (ahorro de 1.100 M€) y eliminar la tasa municipal del 1,5 % (350 M€). En total, el sistema podría aligerarse en torno a 5.000 M€, lo que equivaldría a una reducción de 22 €/MWh en 2028 y de hasta 40 €/MWh en 2035, año en el que los cargos netos podrían llegar a cero si no se introducen nuevos costes.

La primera mesa redonda ha sido sobre “Euskadi ante el reto de la transición energética”.

Asís Canales, director global de Recursos y Servicios de Iberdrola, ha iniciado mencionando que las energías renovables democratizan el acceso al recurso, cosa positiva a países como España con nulas reservas de origen fósil. La autonomía energética se hace más palpable cuando la geopolítica se tensiona mucho, ya que disponer de recurso renovable alivia, en cierta medida, esas tensiones.

Asís ha destacado que parece evidente que no alcanzaremos grandes cuotas de penetración renovable respecto al consumo eléctrico total en Euskadi, principalmente, porque somos una región pequeña y muy intensiva en energía. Asimismo, y como ha ocurrido en pasadas ocasiones, la cadena de valor de Euskadi puede aprovecharse si se hace bien la transición energética.

El negocio de las redes eléctricas es un negocio regulado, al igual que ocurre en el gasista, por lo tanto, la inversión como la retribución viene fijada por el regulador. Si durante un periodo no se invierte de manera adecuada, luego ocurre lo que está floreciendo hoy en día, que la capacidad de conexión es insuficiente. La tasa de retribución ha pasado en el anterior ejercicio era algo superior al 5% y desde el Gobierno han propuesto para este ejercicio 6,43%. Sin embargo, para Iberdrola le parece insuficiente, ya que resta rentabilidad a la inversión realizada. Sobre todo, en la comparativa con otros países donde se encuentran desarrollando redes eléctricas, donde alcanzan valores de 8%. Asís ha hecho un llamamiento, ya que, de la noche a la mañana no se pueden duplicar los recursos, y los contratistas que se encuentran aguas abajo no van a poder absorber el doble de inversión, por lo que, ha pedido que se laminen en el tiempo la inversión.

Juan Villar, CEO de Nortegas, ha destacado que el 70% del gas natural que circula por sus sistemas tiene como objetivo final la industria. Y dentro de ese gas industrial, el 70 % son “hard to abate sector”, por lo que el gas seguirá siendo necesario hasta que soluciones como el biometano o hidrogeno renovable se consoliden.

Por otra parte, el 30% restante para los más de 600.000 consumidores domésticos. Análogamente ha expuesto que en España existen más de 8 millones de calderas y que resulta poco verosímil que la aerotermia vaya a llegar a todos.

Nortegas está desarrollando una plataforma de biometano que aspira a desarrollar unas 60 plantas (aprox 3,5 TWh) para 2032. Por lo que, no solo Iberdrola o Petronor traccionan en sus cadenas de valor correspondientes, sino que Nortegas también está haciendo un efecto tractor, movilizando tecnólogos, sistemas de up-grading del biogás.

Mikel Gutiérrez, chief strategy officer de Zelestra, ha recordado que Euskadi siempre ha estado mirando al mundo, desde la época de los balleneros o en el descubrimiento de América. Para quien el nombre de Zelestra no le suene, es la evolución de la empresa familiar SolarPack tras la adquisición de la firma sueca de inversiones, EQT, realizó en 2021.

Mikel ha hecho especial énfasis en la combinación de red eléctrica más baterías. El almacenamiento eléctrico lleva una senda descendente en los últimos 5 años del 15% anual en costes, y eso hará más resiliente el sistema. Será rara la empresa que en un futuro no disponga una batería tras su contador. Australia ha llegado a estar 6 días solamente consumiendo energía renovable, y eso ha sido en gran parte por el almacenamiento y amplia penetración renovable. Tras Australia, entre los países del primer mundo, la meseta peninsular española es el segundo punto con menor precio de renovables. Magnifica oportunidad de Euskadi al encontrarse entre la meseta y el puerto de Bilbao que conecta directamente con el primer puerto de Europa, ubicado en Rotterdam (Países Bajos).

Por otra parte, Zelestra durante el primer semestre de 2025 ha sido la 6 empresa del mundo que más PPAs corporativos ha firmado. Los clientes ya no les compran la energía de un parque renovable, los clientes les compran una curva de energía, eso los lleva a la hibridación y a disponer de un abanico de tecnologías (solar, eólica, hidráulica…). Asimismo, aprovechó para no descuidar la carrera por albergar un gran data center de Google, Meta… en Euskadi.

Rosa Urquiza, delegada regional de la francesa Engie, habló de la necesidad de hojas de ruta de descarbonización aterrizadas, por que la descarbonización es compleja y requiere de soluciones multivectoriales. Puso ejemplo, como los Certificados de Ahorro Energético (CAEs) ya monetizan los ahorros energéticos, y eso va a acelerar la eficiencia energética, dado que, ayuda a rentabilizar las inversiones realizadas en ese aspecto. Análogamente aprovecho su intervención para sacar a la superficie el tema de las redes de los polígonos industriales de frio y calor, para tratar de optimizar los requerimientos de uno y los excedentes de otros.

Rosa ha recordado que no todo se puede electrificar, y que habrá que sacar soluciones personalizadas para cada caso. Ejemplo de ello, el Net Zero Basque Industrial SuperCluster, aglutina a los principales consumidores industriales de energía de Euskadi, refino, siderurgia, cementera, pasta y papel y fundición, causante del 65% de las emisiones de la industria vasca.

La segunda presentación corrió a cargo de Charles Kirby, socio de ESG de EY, y tenía como foco el estudio “Transición Energética e Industria Vasca: Retos y Oportunidades. Descarbonización y Almacenamiento”, con la pregunta inicial de ¿puede la industria aprovechar esta ventaja competitiva? En el caso de Euskadi el peso industrial es del 23,7% del PIB Vasco, más del doble de la media del estado (11,9%). Como he mencionado previamente, la industria vasca demanda mucho gas para fines térmicos, y según el estudio presentado por Charles, la electrificación podría absorber la demanda de calor inferior a 400 ºC con una energía equivalente de 3,8 TWh. No obstante, aún quedaría por encima de ese umbral de temperatura 2,3 TWh que deberían descarbonizarse mediante combustibles renovables.

Muy interesante el esquema de tecnologías de descarbonización en función de su retorno económico. De hecho, como se puede ver en la siguiente infografía, algunas soluciones de descarbonización son por sí mismas rentables (zona negativa del gráfico) como son las bombas de calor. Sin embargo, la mayoría tecnologías aún necesitan un funding gap positivo, requiriendo mecanismos de financiación híbridos (CFDs, garantías públicas y contratos a largo plazo) para viabilizar su despliegue.

La última mesa redonda del día, titulada “La innovación vasca como motor económico de la región”. Allí, Alberto Guerrero, Chief Technical & Innovation Officer de Ingeteam, dijo algo que me gustó mucho, “Quien domina la tecnología, domina el negocio”. A fin de cuentas, la innovación es una herramienta de supervivencia para las empresas. Sobre los data centers dejó algún apunte relevante, son grandes consumidores de energía sí, pero son muy singulares. Ya que, los perfiles de carga de los data center tienes patrones de uso muy diferentes a la industria, debido, principalmente, a la variabilidad del consumo que arrastran los entrenamientos de IA.

Imanol Urkiaga, director de Offshore & Marina de Idom, destacó que la mayor innovación en el sector de la ingeniería proviene de procesos internos, donde acaban dando un servicio a diferentes clientes en 125 países con plazos cada vez más reducidos.

Koldo Atxutegui, chief innovation officer de Ormazabal, mencionaba que la compañía invierte el 4% en I+D pero que eso es caminar solos. Para ello, han creado un vehículo para potenciar start-up que les beneficie a ellos en sus negocios, a modo de aumentar la cadena de valor que tienen tras ellos. Koldo empleó una frase que yo la escuche de un compañero al incorporarme a Sener, la innovación es cuando somos capaces de monetizar una idea.

Joaquín Coronado es presidente de Build to Zero, compañía que emplea las sales fundidas para almacenamiento térmico para la producción de vapor. Joaquín subrayó algo imprescindible, no sólo innova quien hace la tecnología, sino también quien la compra. Muchas veces sólo se percibe como innovador quien hace el producto, pero es igual de importante quien da pie en el mercado a instaurar esa solución. En su caso, fue la empresa familiar de Vitoria, Acideka, quien apostó por su tecnología para tener la primera fábrica de cloro 100% descarbonizada del mundo. Build to Zero está sustituyendo las calderas por almacenamiento térmico de hasta 14 h de duración.

A su vez, habló sobre flexibilizar la demanda, hecho que será muy palpable gracias a la digitalización, IA, electrónica de potencia… Para reafirmar esa posición, puso de ejemplo de Holanda, quien en febrero ha liberado el 40 % de la potencia punta dando flexibilidad a la red. De los 19 GW que tiene en potencia punta, 9 GW se han asignado adicionalmente solamente con el requisito que lo puede utilizar el 90 % del tiempo. Es decir, solamente 870 h no se puede conectar, el resto sí. Esto es fundamental para aumentar la tasa de utilización de las redes españolas que actualmente es inferior al 10 %.

Joaquin también tuvo tiempo para desnudar el gran problema de Europa, la falta de inversión. No en etapa bajas, como la primera innovación, donde con poco dinero (varios millones €) se puede avanzar, sino en las etapas de escalado de las compañías, donde es necesario tickets mínimos de 100 M€. Desde su punto de vista, allí está la gran diferencia con EEUU y el gran motivo de que en Europa no se alcanza a generar tantas empresas de gran envergadura. Esperemos que el Scale Up Fund que se ha presentado en Europa permita solventar ese problema.

El I Foro Vasco de Energía celebrado en Bilbao abordó los retos y oportunidades de Euskadi en la transición energética, destacando la importancia de la industria, la competitividad y la descarbonización con un fuerte enfoque en la electrificación y las energías renovables. Espero que haya gustado el resumen. Felicidades al Periódico de a Energía por organizar este interesante foro en mi tierra.

Con vuestro permiso me voy a retroceder un siglo para hablar de la primera empresa petrolífera española, muchos de los lectores más experimentados la habéis conocido, La Compañía Arrendataria del Monopolio de Petróleos (CAMPSA).

La compañía nace en 1927 de la mano de José Calvo Sotelo, ministro de Hacienda de la dictadura de Primo de Rivera, con el objetivo de instaurar un monopolio fiscal para reducir el déficit y controlar de esta manera la distribución y la gestión del petróleo en España. No debemos olvidar, que España carece de recursos petrolíferos relevantes en su territorio. Todo ello quedó reflejado en un Decreto de 28 de junio de 1927, por el cual, el monopolio se estableció, y que entró en funcionamiento el 1 de enero de 1928.

Una vez entrados en la democracia, el Instituto Nacional de Hidrocarburos (INH) impulsaría un proceso de concentración empresarial dentro del sector público de hidrocarburos con el objetivo de racionalizar y modernizar su estructura de negocio de cara al previsto ingreso de España en la Comunidad Económica Europea (CEE). Durante ese periodo se fusionaron Eniepsa e Hispanoil (exploración petrolífera), Petroliber con Enpetrol (refino) y Alcudia, Calatrava, Montoro y Paular (actividad petroquímica).

Finalmente, la entrada a la Unión Europea de España, la cual se convirtió en miembro de pleno derecho de la Comunidad Europea en 1 enero de 1986, derivó en la extinción del monopolio de CAMPSA en 1992. En la fragmentación, por una parte, sus activos se dividieron entre las petroleras que operaban en el mercado español: Repsol, Cepsa y BP. Por otra parte, la red de oleoductos de CAMPSA paso a estar bajo el nombre Compañía Logística de Hidrocarburos (CLH). En 2021 el Grupo CLH eligió la marca Exolum para la adaptación de su negocio a la descarbonización y a la transición energética.

Exolum cuenta con una amplia red de oleoductos en España con más de 4.000 km de oleoductos y 39 instalaciones de almacenamiento, con una capacidad de cerca de 8 millones de metros cúbicos. Un tercio de esas instalaciones están conectadas a puertos de exportación e importación de productos petrolíferos, situados en los principales puntos de la costa. A su vez, gestiona el suministro de 37 instalaciones aeroportuarias y 6 redes de hidrantes en los principales aeropuertos (Madrid, Barcelona, Palma, Málaga, Alicante y Tenerife Sur). En la siguiente infografía podéis observar la implantación de Exolum en el país.

Exolum se encarga diariamente de distribuir los derivados de petróleo a lo largo y ancho de la península ibérica. En esta ocasión, entre paquetes de gasoil, ha distribuido el metilciclohexano a través de la infraestructura existente desde la instalación de almacenamiento de Bilbao hasta la instalación de Burgos (192 km), pasando por Rivabellosa, por una tubería de 14” de diámetro (36 cm). En los 400 m³ de LOHC transportados se almacenaron cerca de 20 toneladas de hidrógeno.

La clave ha estado no solo en bombear el líquido por la red de oleoductos, sino que durante el trayecto se analizaron muestras en distintos puntos del recorrido, con la colaboración del Laboratorio Central de Exolum, confirmando que ni la pureza ni la viabilidad de la reacción final para liberar hidrógeno se han visto comprometidas.

El hito viene precedido por un proyecto piloto llevado a cabo por Exolum en Reino Unido en 2024, el cual fue la primera demostración mundial de transporte de hidrogeno en la infraestructura existente mediante líquidos orgánicos portadores de hidrogeno (LOHC). En dicho proyecto a través de una tubería de 1,5 km de longitud transportaron portadores líquidos de hidrógeno entre las instalaciones de Exolum en Immingham East e Immingham West. La prueba estaba enclavada en el mayor puerto de transporte de mercancías del Reino Unido, al este de la región Yorkshire y Humber, cerca de la costa del mar del Norte. En dicho ensayo probaron transportar también 400 metros cúbicos de LOHC con 20 toneladas de hidrógeno. Pero no son los primeros, ya que, la empresa japonesa, Chiyoda Corporation, empleó el metilciclohexano para la importar 210 toneladas de hidrógeno en 2020 a través del océano, logrando una conversión de deshidrogenación de metilciclohexano superior al 99,9 % y una selectividad para el tolueno superior al 99,9 %. En la siguiente infografía podéis ver la forma química del metilciclohexano y de su pareja tras deshidrogenarse, el tolueno.

La clave de porque este compuesto puede almacenar hidrogeno se encuentra en la estructura química del tolueno. Para ello, voy a dar una breve explicación química que os servirá para los LOHCs. El tolueno es un compuesto aromático (insaturado), eso quiere decir que tiene un anillo con electrones pi deslocalizados alrededor. Es decir, no se sabe exactamente donde estarán los 3 enlaces doble C=C intercalados. En la siguiente infografía los enlaces los veis dibujados en las posiciones 1,3,5 del ciclohexano de la derecha, pero podrían dibujarse en el 2,4,6. A veces se emplea la forma de huevo frito para ello (infografía superior).

Al hidrogenar el tolueno (C₆H₅CH₃) se logra el metilciclohexano ((C₆H₁₁CH₃), por lo que, durante la hidrogenación saturamos el tolueno eliminando los 3 enlaces dobles y en su lugar se han absorbido 3 moléculas de hidrogeno (H₂). Se podría decir que actúa como una esponja química capaz de almacenar hidrógeno en condiciones ambiente y liberarlo cuando se necesita mediante un proceso de deshidrogenación catalítica. Pero dejando de lado la química, trataré de desgranar el motivo de su elección como liquido portador.

En primer lugar, la compañía durante su operación diaria de la red de oleoductos está acostumbrada a movilizar líquidos mediante bombas a través de grandes distancias. Por lo tanto, tiene lógica que hayan elegido un líquido portador con baja viscosidad cinemática para su fácil transporte.

Análogamente, el sistema tolueno/MCH es un candidato atractivo, ya que, dispone de un amplio rango de temperatura en fase líquida desde −126,6ºC a 100,9 °C. Ya que, un punto de congelación bajo es ideal para evitar la obstrucción del equipo y mantener la capacidad de bombeo a bajas temperaturas.

La tecnología LOHC se basa en ciclos reversibles de hidrogenación-deshidrogenación, por lo que el tolueno puede volver a utilizarse. Lo que parece una ventaja a priori, tiene subrogado un impacto económico, ya que, será necesario devolver al origen el tolueno para que vuelva a hidrogenarlo hasta el metilciclohexano.

La hidrogenación del tolueno (en el origen) es un proceso exotérmico (Entalpia (ΔH) negativa), ya que, la ruptura de los enlaces C=C libera energía. Sin embargo, la deshidrogenación del metilciclohexano es endotérmica (necesita energía), concretamente, 205 KJ/mol (en destino). Por lo que sería muy interesante poder emplear un foco de calor residual cercano para no tener que aplicar calor a la reacción en destino.

El metilciclohexano ((C₆H₁₁CH₃) dispone de un peso molecular de 98 g/mol, de los cuales, 6g/mol son de hidrógeno útil (los 8 g de hidrógeno restantes no participan en la reacción). Por lo que, la capacidad de almacenamiento de hidrógeno del producto se sitúa en 6,2% en peso. El hidrógeno que se libera se entrega a baja presión, por lo que, requiere compresión, lo que aumenta los requisitos de energía y capital.

Así pues, Exolum parece haberse decantado por el carrier metilciclohexano (MCH) /tolueno como liquido transportador de hidrogeno. Aunque existen otros LOCH con mayor capacidad de almacenamiento de hidrógeno, como el benzeno/ciclohexano, quien puede transportar 7,2 % en peso, pero tiene dos grandes inconvenientes como son una mayor toxicidad y un menor rango de temperatura para encontrarse en estado líquido. Cabe destacar, que a pesar de que el metanol es orgánico y líquido, no se consideran LOHCs según esta definición, ya que su deshidrogenación solo da lugar a productos gaseosos.

A mi juicio, este método de transporte de hidrogeno mediante LOCH y empleando la red de oleoducto existente tiene más lógica que diseñar y construir una red troncal de hidrogeno para exportar el hidrogeno. Dado que, no existen garantías solidas a futuro de que se produzca suficiente hidrogeno como para tener que exportarlo al centro de Europa. Por ello, este hito de Exolum me parece muy relevante porque puede ser una opción para movilizar, a día de hoy, hidrógeno por la red de oleoductos existentes.

La disminución del peso de la manufactura en el Producto Interior Bruto (PIB) ha sido un rasgo común en Occidente desde la década de 1970. La expansión de la globalización habilitada por el comercio marítimo supuso una deslocalización de actividades industriales a países emergentes impulsados por los ahorros en los costes. Todo ello resumido en una gradual reducción de peso específico de la industria en Europa que ya observa lejana la barrera del 15 % de contribución a la economía del país.

Se aprecia que el fenómeno de la desindustrialización es una pauta general en las últimas cuatro décadas para las economías avanzadas, economías que durante gran parte del siglo XX han sido epicentro del desarrollo científico-tecnológico mundial. Huelga decir, que el sector industrial es la actividad económica que mayor retorno sostenido ofrece a la sociedad. Por norma, cuando una empresa industrial establece un plan industrial el horizonte temporal abarca varias décadas, ofreciendo una seguridad de empleo y garantías de anclaje traducidas en grandes sumas de dinero inmovilizado en forma de equipos industriales.

En esa tesitura, Josu Jon Imaz, consejero delegado del Grupo Repsol, está siendo el abanderado en el último lustro del empleo industrial en España, asegurando que “la industria genera empleos de calidad, estables y bien pagados”, y nutriendo al ecosistema de I+D de la zona para seguir tratando de manteniéndose en la vanguardia del sector.

Dentro del espectro industrial se encuentran las denominadas “electrointensivas”, conformadas por aquellas industrias para las que la electricidad es un factor primordial en su proceso, debido, principalmente, a su alto consumo. Generalmente estas actividades pertenecen a la industria básica, que es aquella dedicada a la transformación de las materias primas, y por tanto, requiere una mayor cantidad de energía y mano de obra que otros sectores industriales. En dicho grupo se engloban los sectores metalúrgico, químico, siderúrgico, vidriero, gases industriales e industrias extractivas.

Según indican la Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energía de España (AEGE), el coste energético puede llegar a suponer un 50% de los costes de producción. Abruma pensar el impacto que tiene el coste de la electricidad en un sector con una facturación anual de unos 20.000 M€ y del que dependen 186.000 empleos, 60.000 de ellos directos.

En la siguiente ilustración se puede observar la distribución de las 89 plantas industriales repartidas por toda España. El consumo de electricidad de los asociados de AEGE, supuso en 2023 el 7% de la demanda anual eléctrica peninsular (15,1 TWh). Por poner en contexto, la demanda peninsular española total a lo largo de 2023 ha sido 229.526 GWh (229 TWh).

En un país volcado al sector turismo y servicios, y que no muestra especial mimo en los precios finales para su industria, acaba generando un estrés adicional para el menguante sector industrial, que se encuentran sumidas en una competencia internacional feroz. En ese contexto, las empresas electrointesivas son las más expuestas ante los costes eléctricos del mercado ibérico. Que, al fin al cabo, un precio de electricidad más caro para la industria acaba redundando en menor competitividad industrial del país.

En ese sentido, en la siguiente tabla se engloba la serie histórica del precio medio del mercado diario de electricidad para 4 de los grandes actores de la Unión Europea (Alemania, Francia, Italia y España). Para quien lo desconozca, el mercado diario, como parte integrante del mercado ibérico de producción de energía eléctrica, tiene por objeto llevar a cabo las transacciones de energía eléctrica para el día siguiente mediante la presentación de ofertas de venta y adquisición de energía eléctrica por parte de los agentes del mercado.

Donde se puede observar que tanto Alemania como Francia han dispuesto de precios más competitivos durante la última década hasta la aplicación del mecanismo de excepción ibérica (famoso tope del gas) decretado tras la guerra de Ucrania. Concretamente, la medida estuvo en vigor entre 15 de junio de 2022 y 31 de diciembre de 2023, con la intención de limitar el precio del gas utilizado en la producción de electricidad, y consecuentemente, reducir el precio de la luz para los consumidores.

Desgraciadamente, dicho precio medio de mercado tiende a subir principalmente derivado del impacto de los servicios de ajuste. Dichos servicios los aplica el operador del sistema para garantizar que se mantenga el equilibrio entre la producción y el consumo de electricidad en todo instante. Cabe destacar, que tras el apagón generalizado de España el 28 de abril de 2025, los servicios de ajuste se han disparado alcanzado la friolera de 30 €/MWh. No obstante, la tendencia de los últimos años parece clara, a mayor penetración de energías renovables, mayor necesidad de estos servicios para ajustar la red y garantizar tanto la entrega de energía como la fiabilidad.

La Unión Europea se encuentra sumida en una vorágine que tuvo su primer sobresalto en la crisis económica mundial del 2008. Desafortunadamente, los periodos de relativa calma han sido escasos y muy espaciados en el tiempo, dado que entre medias ha tenido que lidiar con una fuerte crisis de refugiados en 2015 debido a conflictos y situaciones de inestabilidad en países como Siria, Irak y Afganistán o el proceso de salida del Reino Unido “Brexit”, iniciado allá por el 29 de marzo de 2017 cuando el país notificó de manera oficial al Consejo Europeo su intención de invocar el procedimiento previsto en el artículo 50 del Tratado de la Unión Europea. Sin olvidarnos, evidentemente, de los dos mayores disruptores acaecidos en el último convulso lustro, como son el coronavirus y el estallido de la Guerra de Ucrania en 2022.

Ante este vaivén de eventos que han impacto directamente en la línea de flotación de la Unión Europea, la Comisión ha tenido que ir sorteando lo urgente, sin prestarle excesiva importancia a lo importante. Los costes de la energía están condicionando inversiones industriales en territorio europeo. Los ambiciosos, pero necesarios, compromisos climáticos autoimpuestos en Europa llevan a ciertos sectores a estar en riesgo de deslocalización debido a la compensación por los costes de emisiones de CO₂.

Ante tan delicada situación industrial la Comisión Europea permite a cada Estado miembro compensar los costes indirectos de las industrias de determinados sectores a los que se considera expuestos a un riesgo significativo de “fuga de carbono”, y para ello, dispone un máximo de 850 millones de euros, debido a los costes relacionados con las emisiones de gases de efecto invernadero repercutidos en los precios de la electricidad.

En el caso del Gobierno de España, a través del Ministerio de Industria y Turismo, este 2025 se ha duplicado la cuantía hasta los 600 millones de euros. En años anteriores el sector electrointensivo recibía aproximadamente el 50% del presupuesto nacional para la aplicación del mecanismo de compensación por los costes de las emisiones indirectas de gases de efecto invernadero. Análogamente, el 24 de junio de 2025 se ha aprobado el Real Decreto-ley 7/2025 para reforzar el sistema eléctrico, el cual incluye una prórroga de la reducción del 80% de los peajes eléctricos a los consumidores electrointensivos, con efecto retroactivo desde el pasado 23 de enero.

Así pues, el precio final de electricidad que tienen que hacer frente la industria, en este caso electrointensiva, asciende a 62,9 €/MWh en el mercado peninsular. Como se puede comprobar, incluso Alemania, quien dispone de un precio de mercado superior al español, logra adelgazar la tarifa final que tiene que hacer frente su industria.

Conociendo la importancia capital de la electricidad, un precio competitivo del mismo supone una ventaja competitiva que no estamos en situación de desdeñar. De este modo es difícil competir para atraer industria al país. Por lo que, todos los esfuerzos deben encauzarse a lograr reducir el precio final que tienen que hacer frente la industria. Ya que, como se ha razonado previamente, es la industria quien ofrece las mejores condiciones laboral, tanto en estabilidad como en remuneración. Por lo tanto, sería ideal que España dejase estar cara al sol, y de una vez por todas, de un impulso a la industria.

A menudo, este oxígeno no se aprovecha y se libera de manera segura a la atmósfera. No obstante, su valorización puede mejorar la economía del proyecto y optimizar procesos industriales como la combustión con captura de carbono.

En este artículo de Energy Analysis y que también podéis encontrar en AtlantHy Academy, se explicará cómo se puede integrar la valorización de oxígeno en los proyectos de hidrógeno y qué aspectos deben considerarse para asegurar que dicha valorización sea viable, pues no en todos los casos es posible rentabilizar este elemento.

¿Cómo se produce y se comercializa el oxígeno en la actualidad?

El oxígeno es un gas incoloro, inodoro e insípido que, debido a su baja densidad, generalmente se almacena y transporta en estado líquido a temperaturas inferiores a -183 ºC. Su alta reactividad lo convierte en un agente oxidante esencial en múltiples industrias. A pesar de no ser inflamable, es un oxidante fuerte que reacciona con casi todos los materiales orgánicos y metales, formando normalmente un óxido, lo que hace fundamental la selección de materiales adecuados cuando se maneja este elemento.

En relación con su producción en la actualidad mediante tecnologías convencionales, la destilación criogénica del aire es el método más utilizado para la producción de oxígeno en grandes volúmenes, permitiendo obtener altas purezas. Para menores caudales, se emplea la adsorción por oscilación de presión (PSA/VPSA), aunque con una pureza inferior.

En base a las diferencias en costes de inversión y operacionales asociados a cada tecnología, la producción de oxígeno tendrá un coste completamente diferente en función del método de producción, tal y como se muestra en la Ilustración 4.

En la actualidad, el oxígeno se emplea en multitud de sectores que abarcan desde el sector medicinal hasta el uso como oxidante en hornos de alta temperatura, en el proceso de producción de pasta de papel o en el tratamiento de aguas residuales:

• Sector médico: oxígeno medicinal para pacientes con insuficiencia respiratoria.

• Industria metalúrgica: en procesos de corte y soldadura.

• Tratamiento de aguas: oxigenación para la eliminación de contaminantes.

• Combustión industrial: mejora la eficiencia de hornos y calderas.

• Industria papelera: para deslignificación y blanqueo de la pasta de papel.

• Industria química: el oxígeno reacciona con hidrocarburos para formar aldehídos y alcoholes.

Producción de oxígeno en la electrólisis del agua: ¿Cómo funciona y qué factores influyen en su valorización?

Con el auge de la electrólisis para la producción de hidrógeno renovable, algunas instalaciones podrían ubicarse cerca de potenciales consumidores de oxígeno, abriendo la posibilidad de comercializar este subproducto. En un escenario ideal, esta estrategia permitiría reducir los costes del hidrógeno y generar sinergias industriales.

Un ejemplo de aplicación es el uso del oxígeno para enriquecer el aire de combustión en calderas de biomasa, lo que facilita la captura de CO₂ al aumentar la concentración de la molécula en los gases de escape. Posteriormente, este CO₂ capturado a menor coste gracias al uso de oxígeno, puede combinarse con hidrógeno renovable para la producción de combustibles sintéticos a un coste menor que otros procesos similares sin uso de oxígeno.

El potencial de valorización del oxígeno en proyectos de hidrógeno renovable radica en que, en la mayoría de los casos, el oxígeno generado como subproducto se ventea, asumiéndose un coste de 0 €/kg O₂. Esto ocurre porque la rentabilidad de la planta se basa exclusivamente en la venta del hidrógeno, cuyo precio se calcula a través del coste nivelado del hidrógeno (LCOH).

Sin embargo, comercializar el oxígeno representa una oportunidad de ingresos adicionales, mejorando la viabilidad económica de la electrólisis del agua. Por ello, al integrar la valorización del oxígeno, es posible optimizar la rentabilidad de las plantas de electrólisis de agua.

El potencial de valorización del oxígeno generado por electrólisis está determinado por las características del sistema, incluyendo la potencia instalada, la presión de salida del oxígeno y la morfología y diseño de la planta. Estos factores afectan tanto a la cantidad de oxígeno producido como a su pureza, aspectos clave para evaluar la demanda potencial y los costes de procesamiento.

En algunos casos, podrían ser necesarios procesos adicionales como el secado o incluso la eliminación de hidrógeno, especialmente si hay una permeación significativa de hidrógeno hacia el electrodo de producción de oxígeno.

Presión y pureza del oxígeno en la electrólisis: Factores clave para su aprovechamiento

Las condiciones de presión y temperatura del oxígeno obtenido por electrólisis varían según la tecnología empleada. En general, la presión puede oscilar entre 0 y 30 barg, mientras que la temperatura puede alcanzar hasta 70 ºC.

En el caso de la electrólisis alcalina, el oxígeno se genera típicamente a mayor presión que en los sistemas de electrólisis PEM. Esto se debe a que los electrolizadores PEM, al contar con una membrana de intercambio de protones, permiten la operación a presión diferencial, lo que hace que la presión en el lado del oxígeno sea normalmente cercana a la atmosférica. Sin embargo, algunos fabricantes de tecnología PEM han desarrollado sistemas capaces de alcanzar presiones cercanas a 10 barg.

Por otro lado, los electrolizadores alcalinos pueden operar con presiones de oxígeno de hasta 30 barg, lo que los hace una opción más adecuada para aplicaciones que requieren oxígeno comprimido sin necesidad de sistemas adicionales de presurización.

El oxígeno generado por electrólisis puede contener impurezas, principalmente agua (ya que sale del electrolizador saturado) y trazas de hidrógeno. Este último es un factor crítico de seguridad, ya que un exceso de permeación de hidrógeno (crossover) hacia la corriente de oxígeno puede generar una mezcla combustible. Para mitigar este riesgo, es esencial emplear equipos de alta calidad y tecnologías que reduzcan la permeabilidad del hidrógeno en el sistema.

En cuanto al agua presente en el oxígeno, no suele representar un problema en aplicaciones como la combustión. Sin embargo, si el oxígeno debe ser licuado, es crucial secarlo antes de la licuefacción para evitar la formación de hielo en los equipos. Además, en estos casos es necesario reducir la concentración de hidrógeno a niveles de 500 – 1000 ppm para garantizar un proceso seguro y eficiente.

Mantener el electrolizador operando a presión en el lado del oxígeno ofrece ventajas significativas en términos de eficiencia y costes operativos. En primer lugar, reduce considerablemente el contenido de agua en el gas, lo que facilita el secado y minimiza el impacto de la humedad en procesos posteriores.

Además, esta estrategia optimiza el consumo energético en etapas posteriores de licuefacción o compresión, disminuyendo la demanda de energía tanto para el transporte del oxígeno licuado como para su uso en estado comprimido. Esto se traduce en costes operativos más bajos y una mayor competitividad del oxígeno generado por electrólisis frente a métodos convencionales. Como se muestra en la Tabla 8, la operación a presión permite minimizar los costes asociados a una eventual etapa de secado, optimizando la eficiencia del proceso al contar con menor contenido de humedad.

Además del agua e hidrógeno, si se emplea tecnología alcalina, es fundamental controlar la presencia de KOH en la línea de oxígeno, ya que puede provocar corrosión. Generalmente, los compresores requieren que la concentración de agua sea inferior a 10 ppmv y que el contenido máximo de KOH no supere 5 mg/Nm³, con el fin de evitar daños en el equipo.

Cuando el oxígeno requiere tratamiento adicional, como su licuefacción para transporte o su compresión para adecuarlo a las condiciones de uso, la capacidad de producción se convierte en un factor determinante en el coste final del oxígeno.

En sistemas de electrólisis de pequeña escala (<5 MW), los costes de valorización aumentan significativamente, ya que la inversión en equipos de tratamiento (CAPEX) no se amortiza de manera eficiente a lo largo de la vida útil de la planta, debido a la baja producción.

Este impacto es aún más relevante en procesos de licuado y compresión, donde la compresión del oxígeno supone una penalización económica considerable. Esto se debe al alto coste de los sistemas de compresión y a su elevado consumo energético, que puede alcanzar los 500 kWh por tonelada de O₂ para obtenerlo en fase líquida.

¿Cómo afecta la morfología y el diseño de las plantas de electrólisis a la valorización del oxígeno?

La valorización del oxígeno en sistemas de electrólisis depende en gran medida de la capacidad de la instalación. En proyectos de pequeña escala, que suelen emplear soluciones contenerizadas, el diseño de los equipos generalmente no contempla la comercialización del oxígeno, lo que puede hacer que su aprovechamiento no sea técnica ni económicamente viable. En estos casos, sería necesario realizar estudios específicos para garantizar que la valorización del oxígeno no afecte la operación segura del electrolizador.

Este aspecto es particularmente crítico cuando el oxígeno se genera a presión atmosférica, ya que existe un mayor riesgo de contrapresiones que podrían comprometer la seguridad del equipo. Por ello, antes de considerar la valorización del oxígeno, es fundamental verificar que los fabricantes de los electrolizadores admitan esta opción y que no existan limitaciones técnicas o económicas derivadas de la presión de generación del oxígeno.

Principales retos para comercializar el oxígeno en electrólisis

A pesar de que el coste de producción del oxígeno se pueda considerar como nulo en los proyectos de hidrógeno, existen ciertos retos que se deben considerar y abordar para garantizar que la valorización sea posible, principalmente:

• Offtake.

• Tratamiento necesario.

Evaluación del offtake de oxígeno: Claves para su comercialización

La comercialización del oxígeno requiere una planificación estratégica, ya que muchos consumidores cercanos están sujetos a contratos de suministro a largo plazo, lo que dificulta la firma de nuevos acuerdos. Además, el mercado del oxígeno está altamente saturado y dominado por grandes empresas gasistas, lo que limita la entrada de nuevos actores.

Por esta razón, es crucial evaluar las oportunidades de valorización del oxígeno y determinar si realmente existe un modelo de negocio viable. En este contexto, la valorización del oxígeno se vuelve especialmente atractiva cuando hay posibilidad de integración con nuevos proyectos Power-to-X o con industrias consumidoras de oxígeno que no dependan de contratos rígidos o que puedan rescindirse sin penalizaciones para el offtaker.

Tratamiento del oxígeno producido en la electrólisis: Impacto en costes y competitividad económica

Aunque el oxígeno generado por electrólisis puede considerarse de coste nulo, su precio final dependerá del tratamiento necesario para su uso. En este sentido, dos factores clave determinan su viabilidad comercial: la pureza requerida y la magnitud de la demanda.

La electrólisis del agua es la mejor opción para aplicaciones que requieren oxígeno de alta pureza y producción a gran escala. Los proyectos de hidrógeno renovable, que operan en rangos de decenas a cientos de megavatios (MW), pueden generar miles de toneladas de oxígeno al año, lo que lo hace atractivo para sectores industriales con altas exigencias de calidad.

Por otro lado, para bajas capacidades de producción y requisitos de pureza moderados, las tecnologías PSA ofrecen una alternativa más rentable y eficiente, adaptándose a una demanda de menor escala con menores costes operativos.

De esta forma, para ejemplificar el impacto de los tamaños de electrolizador en la valorización del oxígeno, se puede obtener el coste nivelado del oxígeno en función del tamaño de planta (indicado en la Tabla 9) y del proceso de tratamiento para su offtake, bien sea licuefacción o compresión.

En este ámbito, es necesario tener en cuenta que, en la valorización del oxígeno generado por electrólisis del agua, dos factores fundamentales determinan la viabilidad del negocio: la distancia al consumidor y el tratamiento necesario para su uso final.

Si la distancia es considerablemente grande, los costes de transporte aumentan, favoreciendo la producción on-site mediante tecnologías convencionales como los sistemas PSA/VSA. Por el contrario, en el escenario ideal, el consumidor se encuentra en la misma parcela o a pocos kilómetros de la fuente de oxígeno. En estos casos, un sistema de compresión moderada (10-15 bar) permite valorizar el oxígeno sin un impacto significativo en costes, haciéndolo competitivo frente a métodos tradicionales.

Cuando la distancia supera varias decenas o cientos de kilómetros, la licuefacción se convierte en la alternativa más viable para el transporte de oxígeno. Sin embargo, este proceso supone una mayor penalización en costes, debido tanto al elevado consumo energético como a la inversión inicial en infraestructura de licuefacción y almacenamiento criogénico.

En base a los valores de producción estimados y realizando un modelo económico relativamente sencillo, partiendo de los costes de inversión estimados de los equipos y sus penalizaciones energéticas para obtener los costes operacionales, se puede estimar el coste asociado a cada proceso de tratamiento.

En el caso de la licuefacción, con un coste de 40 €/MWh para la electricidad, el coste nivelado del oxígeno licuado variará entre 40 y 100 €/t O₂ para capacidades de producción de 5MW y 200 MW, respectivamente.

Por otro lado, para la compresión, asumiendo también un coste de la electricidad de 40 €/MWh, se obtiene que, para comprimir oxígeno a una presión moderada de 15 bar, el coste nivelado varía entre 55 €/t O₂ y 15 €/t O₂ para 5 MW y 200 MW, respectivamente. En el caso de una presión elevada, como sería 200 bar para transporte en fase gas, el coste aumenta a 75 €/t O₂ y 25 €/t O₂ para 5 MW y 200 MW, respectivamente.

Conclusión

La producción de hidrógeno mediante electrólisis del agua genera oxígeno como subproducto en grandes cantidades. Su valorización puede convertirse en una fuente de ingresos adicional y mejorar la eficiencia de procesos industriales, como la captura de CO₂.

Sin embargo, la viabilidad de esta estrategia depende de varios factores clave, como la presencia de consumidores cercanos y las condiciones del oxígeno a la salida del electrolizador. Estos aspectos determinan tanto la existencia de un mercado viable como la competitividad del suministro de oxígeno proveniente de electrólisis frente a métodos convencionales como los sistemas PSA.

De este modo, a pesar de su potencial, la valorización del oxígeno enfrenta ciertos retos:

• Costes de purificación y compresión: Si el O₂ producido requiere de eliminación de oxígeno, agua y/o compuestos como KOH (en los electrolizadores alcalinos) en una concentración superior a la recomendada, el coste de la valorización aumenta. Por ello, la intensidad necesaria en el tratamiento determinará su coste final y, por lo tanto, la competitividad de su suministro mediante electrólisis frente a los métodos convencionales.

• Offtake: No todos los posibles consumidores que existan en las cercanías podrán aceptar el oxígeno, incluso a un precio menor al que lo compran actualmente, pues pueden estar vinculados a contratos a largo plazo. Por ello, es fundamental un correcto estudio de la viabilidad de la venta del oxígeno y asegurarse que de verdad exista un mercado para el oxígeno producido en la electrólisis.

• Logística de distribución: El mejor caso para la valorización será aquel en el cual el oxígeno se consuma en el mismo lugar donde se produzca o en las cercanías, como podría ser una planta de captura ligada a un proyecto de electrólisis para producción de combustibles. Esto se debe a que en ese caso con una compresión simple (hasta una presión moderada) se podría realizar la valorización del oxígeno, reduciendo costes y obteniendo un coste del oxígeno bajo, capaz de competir y superar a los procesos de producción convencionales incluso a potencias de electrólisis bajas. Por otro lado, el transporte en estado líquido implica costes significativos, de forma que, cuando sea necesario licuar para su transporte, la competitividad del oxígeno disminuye y para ser competitivo con el suministro convencional, la potencia instalada de electrólisis deberá ser mayor.

Para lograr un desarrollo exitoso, es fundamental analizar estos factores, ya que permiten determinar la viabilidad de la valorización del oxígeno y maximizar la rentabilidad del proyecto. Además, una evaluación estratégica garantiza que exista una demanda real y una cuota de mercado para el oxígeno generado como subproducto de la electrólisis.

En AtlantHy ayudamos a optimizar tu proyecto de hidrógeno renovable? Contáctanos para recibir asesoría en la valorización del oxígeno y mejorar la rentabilidad de tu planta de electrólisis.

Este es un artículo de AtlantHy liderado por Gabriel Padín, responsable técnico de hidrógeno y combustibles renovables.

Ahora si, entramos en materia, concretamente, en materia energética del sector marítimo que ha permitido que la globalización haya alcanzado el nivel actual. ¿Qué combustible se alzará como el caballo ganador? ¿Seguirán dominando los combustibles fósiles? ¿Lograrán los biocombustibles desempeñar un papel relevante? ¿Serán los sintéticos producidos con hidrógeno lo suficientemente competitivos como para liderar el cambio?

El transporte marítimo, uno de los principales motores de la economía mundial, es responsable de aproximadamente el 90% del comercio de internacional y del 3% de las emisiones globales de gases de efecto invernadero (GEI). Actualmente, se encuentra inmerso en una carrera hacia la descarbonización. Con una flota mercante internacional de unos 100.000 buques, este sector abastece al mundo entero de materias primas, alimentos y mercancías: 12.300 millones de toneladas en 2023.

Impulsado principalmente por la presión regulatoria, este importante sector comienza a mostrar signos de transición hacia soluciones de bajas emisiones. Todo indica que la demanda actual de los combustibles marinos fósiles – como el Very Low Sulphur Fuel Oil (VLSFO 0,5%S) o el Marine Gas Oil (MGO 0,1%S) –, así como la de biodiésel, disminuirá progresivamente en favor de tres combustibles alternativos: metano, metanol y amoniaco.

• El metano, consumido normalmente como Gas Natural Licuado (GNL) en grandes buques, es una tecnología madura y más limpia comparada con los diéseles tradicionales. Su uso permite eliminar prácticamente todas las emisiones de partículas y óxido de azufre, además de reducir los óxidos de nitrógeno y las emisiones de GEI. No obstante, debe prestarse atención al methane slip, es decir, la liberación de metano no quemado a la atmósfera, ya que este gas tiene un alto efecto invernadero. Su versión biológica, el biometano licuado (bioGNL), está ganando popularidad gracias a su potencial de reducción de emisiones, pudiendo generar emisiones negativas si se utilizan purines en su producción. Su versión sintética (e-GNL), producida a partir de hidrógeno y CO₂ capturado, aún es tecnológicamente inmadura y costosa, pero podría desempeñar un papel relevante en el largo plazo.

• El metanol (MeOH) podría desempeñar un papel clave, tanto en su versión biológica como sintética. Aunque su infraestructura está menos extendida que la del GNL, su uso como combustible está tecnológicamente probado y es posible adaptar motores diésel existentes para su consumo (retrofitting).

• El amoniaco (NH₃) sintético está ganando protagonismo, aunque, debido a su elevada toxicidad, probablemente quede limitado a aplicaciones específicas, como buques portacontenedores. Además, tanto su uso como combustible como su infraestructura de repostaje (bunkering) se encuentra en una fase de desarrollo menos avanzada que las de los anteriores.

Sin embargo, conocer las ventajas y limitaciones de los combustibles alternativos no es suficiente para anticipar el papel que desempeñarán en el transporte marítimo.

El primer paso consiste en analizar la disponibilidad de buques capaces de consumirlos, ya que serán ellos los que impulsen su demanda. Para ello, resulta útil observar tanto el número de buques actualmente en operación como aquellos encargados por las navieras a nivel global, lo que se conoce como order book. Aunque las distintas noticas públicas sobre pedidos permiten realizar una estimación y ofrecer cierta visibilidad sobre lo que está por venir.

• El GNL domina actualmente como la principal tecnología alternativa, tanto en número de buques operativos (unos 700, sin contar los 800 metaneros dedicados al transporte de GNL), como en el order book, con aproximadamente 500 buques bajo pedido.

• El metanol, aunque con una flota operativa mucho menor (alrededor de 50 buques), cuenta ya con unos 300 pedidos y está ganando popularidad rápidamente.

• El amoniaco avanza más lentamente debido a la menor madurez tecnológica, con apenas unos 30 buques encargados.

Ejemplos de estos pedidos se encuentran en las principales navieras mercantiles del mundo, especialmente en sus buques portacontenedores:

- La suiza MSC planea ampliar su flota en un 25%, con 125 nuevos buques propulsados por GNL, con capacidades de entre 8.000 y 22.000TEU (Twenty-foot Equivalent Unit, la medida estándar de capacidad en contenedores).

- La danesa Maersk, pionera en el uso regular de metanol como combustible, busca aumentar su flota en un 20%, con alrededor de 50 buques encargados, de entre 9.000 y 17.000TEU, aproximadamente la mitad propulsados por GNL y la otra mitad por metanol.

- La francesa CMA CGM tiene cerca de 100 buques en cartera para ampliar su capacidad en un 30%, destacándose como la naviera con mayor número de pedidos con propulsión a metanol.

Esta estrategia responde a la necesidad de las navieras de flexibilidad operativa al largo plazo, dado que la vida útil media de estos buques oscila entre los 20 y los 30 años. En el corto plazo, la incertidumbre sobre el precio y la disponibilidad de los combustibles alternativos es considerable, mientras que, a largo plazo, las soluciones tradicionales difícilmente cumplirán con las exigencias regulatorias en materia de emisiones.

El cambio de tendencia hacia la compra de buques propulsados por combustibles alternativos se debe a su esperada competitividad económica frente a las crecientes exigencias regulatorias. Cuando una naviera decide adquirir un nuevo buque, suele realizar un análisis del Coste Total de Propiedad (Total Cost of Ownership, TCO). Esta metodología evalúa todos los costes asociados a lo largo de la vida útil del buque, desde adquisición hasta la operación y mantenimiento.

El TCO no solo contempla el CapEx, los costes de operación y mantenimiento (O&M) y el coste del combustible, sino también el impacto de las regulaciones – vigentes y futuras – y sus posibles sanciones o incentivos asociados al uso de determinados.

Junto con la disponibilidad esperada tanto de infraestructura de bunkering y de suministro de combustible, el TCO permite a las navieras optar por la alternativa más coste-eficiente.

En el sector marítimo, las normas pueden tener carácter global, como las marcadas por la Organización Marítima Internacional (IMO), ámbito europeo como las establecidas por la Comisión Europea, o incluso aplicarse a nivel regional.

A nivel global, destaca que el Comité de Protección del Medio Marino (MEPC) de la IMO propuso el pasado 11 de abril un mecanismo internacional de precios para las emisiones de GEI. Esta medida deberá ser ratificada en la próxima sesión del MEPC en octubre de 2025.

• A partir de 2028, los buques de más de 5.000 toneladas brutas (gross tonnage, GT) - responsables del 85% de las emisiones del sector - estarán sujetos a tasas de entre 100 y 380 USD por tonelada de CO_2eq emitida por encima de un umbral establecido.

• Respecto al umbral, las navieras deberán reducir sus emisiones en un 17% a 2028, 21% a 2030 y 43% a 2035, en comparación con el nivel de 2008 (93.3gCO_2eq/MJ). Las emisiones se calcularán siguiendo una metodología del pozo a la estela (Well-to-Wake, WtW), que incluye todas las emisiones asociadas a la producción, transporte y uso del combustible.

• Se permite el pooling, es decir, los buques con emisiones por debajo del umbral generan créditos que podrán utilizar para equilibrar sus emisiones por un periodo dos años o vender a terceros.

A nivel europeo, destacan dos normas clave: la inclusión del transporte marítimo en el EU ETS (Sistema de Comercio de Emisiones) y el Reglamento FuelEU Maritime.

La inclusión en el EU ETS, en vigor desde el 1 de enero de 2024, obliga a los buques de más de 5.000GT a adquirir derechos de emisión por sus operaciones en puertos del Espacio Económico Europeo. Su implantación es progresiva: 40% de las emisiones en 2024, 70% en 2025 y 100% en 2026.

El Reglamento FuelEU Maritime, en vigor desde 2025, busca incentivar el uso de combustibles con bajas emisiones.

• Al igual que el de la OMI, este régimen aplica exclusivamente a buques de más de 5.000GT. Específicamente, cubre el 100% de la energía consumida en los viajes entre puertos de Estados miembro, y al 50% en los viajes que solo comienzan o terminan en uno de estos puertos.

• Las emisiones se deben calcular también con metodología WtW y se comparan con la referencia de 2020: 91.16 gCO₂eq/MJ. En el primer período (2025-2030), deberá alcanzarse una reducción del 2%, incrementándose cada cinco años hasta alcanzar un 80% en 2050.

• Al igual que en la normativa de la IMO, el pooling está permitido: los buques con emisiones por debajo del umbral generarán créditos para compensar futuros periodos o vender a terceros.

• A diferencia de otros sectores como la aviación, donde se imponen cuotas mínimas de uso para ciertos combustibles alternativos, FuelEU Maritime destaca por su enfoque tecnológicamente agnóstico. Es decir, establece una senda de reducción de emisiones sin imponer qué tecnologías o combustibles deben utilizarse, dejando que las navieras escojan las que consideren más eficientes, sin obligar, a priori, a adoptar los combustibles sintéticos o RFNBOs (Combustibles Renovables de Origen No Biológico).

• Se indica “a priori” porque la propia regulación establece que en 2031 se evaluará la cuota de uso de los RFNBOs. Si esta es inferior al 1%, se contempla la posibilidad de establecer una cuota del 2% a partir de 2034, junto con un “multiplicador” que permitiría contabilizar su ahorro de emisiones por partida doble.

A nivel regional, merece especial mención que el mar Mediterráneo se ha convertido, desde el pasado 1 de mayo, en una zona de control de emisiones (Emission Control Area, ECA) para los óxidos de azufre (SOx).

• El contenido máximo de azufre en el combustible de los buques que operan en esta zona se limita ahora al 0,1% (frente al 0,5% anterior), lo que favorece soluciones como el GNL. Como alternativa, se permite utilizar sistemas de depuración de gases de escape, conocidos como scrubbers.

Una vez comprendidos los elementos que conforman el análisis TCO y el papel de regulación en él, dicho análisis puede utilizarse para explicar las tendencias de compra de buques descritas anteriormente.

A modo ilustrativo, se presenta un análisis TCO simplificado para buques portacontenedores. Se compara su coste de operación anual en los años 2030, 2040 y 2050, según distintos combustibles, con el fin de evaluar cómo cambia la competitividad de cada alternativa a lo largo del tiempo.

Cabe resaltar que se trata de un análisis simplificado, centrado en algunos de los combustibles más comunes. No obstante, es interesante incluir otros como el biometanol, el amoniaco sintético, otros tipos de biodiésel (el utilizado es UCOME B25, mezcla de diésel con un 25% de biodiésel producido con aceite de cocina usado) y diferentes variantes de bioGNL (el considerado tiene un factor de emisión de -20gCO_2eq/MJ).

El gráfico muestra rangos de variación del TCO en 2030, 2040 y 2050. El límite inferior corresponde a un escenario con menores costes de combustible y menores sanciones a las emisiones.

El valor de los créditos de FuelEU Maritime está tenido en cuenta en el gráfico mostrado. El uso de combustibles con ahorros de emisiones mayores al umbral otorga créditos, los cuales representan un ingreso adicional y reducen los costes operativos.

El valor de los créditos varía en el tiempo por dos razones: la dinámica de oferta y demanda, y la evolución del umbral de emisiones.

- En cuanto a la oferta y demanda, resulta fundamental analizar cuán ajustado estará el mercado, en función de la necesidad de estos combustibles y su potencial de producción. Así, se proyecta la potencial evolución del precio de estos créditos. Su valor máximo lo marca la sanción establecida: 2,400 € por tonelada de VLSFO_eq, pero su valor real tenderá a ser inferior, ya que las navieras tratarán de evitar dicha sanción consumiendo combustibles alternativos. Solo en caso de escasez significativa se alcanzaría ese techo.

- Respecto al umbral de emisiones, su reducción progresiva en el tiempo no solo incrementa las sanciones por el uso de combustibles fósiles, sino que también reduce los ahorros de emisiones de las alternativas más sostenibles y, por tanto, el valor de los créditos.

Con todo ello en cuenta, se pueden establecer perspectivas sobre la demanda de combustibles marinos en la UE:

• Los combustibles fósiles (diésel y GNL) perderán competitividad en el medio y largo plazo, debido principalmente al aumento de las sanciones y a la reducción progresiva de los costes de los combustibles alternativos.

• Los biocombustibles (biodiésel y bioGNL) jugarán un papel crucial en la descarbonización del sector, al ser altamente competitivos: su mayor coste frente a los fósiles se ve compensado por su ahorro de emisiones.

• Los combustibles sintéticos (eMeOH y eGNL) presentan barreras de adopción en el corto plazo debido a sus elevados costes. Sin embargo, proyectos altamente competitivos o subvencionados podrían llegar a superarlas. En el largo plazo, su competitividad se prevé en niveles similares.

Adicionalmente, para evaluar las perspectivas de uso de estos combustibles, deben considerarse también su disponibilidad y la posible evolución regulatoria.

- La disponibilidad de los combustibles afecta mayormente a los biocombustibles. FuelEU Maritime impide el uso de biocombustibles derivados de cultivos alimentarios y forrajeros, restringiéndolos a aquellos obtenidos de residuos. Entre estos, los más competitivos, como el UCOME, se enfrentarán al límite del 1.7% impuesto por la Directiva RED II para el transporte nacional, favoreciendo a los biocombustibles avanzados. Además, el transporte marítimo competirá por estos biocombustibles con el transporte terrestre y la aviación.

- Respecto a la evolución regulatoria, destaca la posibilidad mencionada anteriormente de que FuelEU Maritime establezca cuotas obligatorias para el consumo de combustibles sintéticos.

En este contexto, es poco probable que los biocombustibles constituyan la única solución para alcanzar los objetivos de descarbonización del transporte marítimo. Por tanto, los combustibles sintéticos ganarán protagonismo progresivamente.

Es razonable prever que el sector marítimo evolucionará hacia un esquema multicombustible, donde distintas opciones irán variando en popularidad a medida que avanza la regulación, entran en operación nuevos buques, y se desarrolla infraestructura de repostaje.

El eGNL, todavía con baja popularidad, presenta indicios de jugar un papel relevante en el futuro, beneficiándose de la esperada caída de los costes del hidrógeno renovable y del hecho de muchos buques propulsados a GNL que se están entrando actualmente en operación seguirán activos en largo plazo. En este horizonte, el GNL fósil podría ya no ser de ser competitivo debido a las sanciones, y la limitada disponibilidad de bioGNL podría convertir al eGNL en una de las pocas alternativas viables para estos buques.

Los análisis anteriores son fundamentales para proyectar los precios de los combustibles alternativos, especialmente del bioGNL y los combustibles sintéticos. A diferencia del diésel, el biodiésel o el GNL, estos combustibles aún no cuentan con un mercado líquido con referencias de precio consolidadas. Actualmente, sus precios se determinan principalmente mediante contratos bilaterales privados. Por este motivo, resulta clave evaluar la disposición al pago de las navieras por estos combustibles, ya que esta será la base para estimar la posible evolución de sus precios.

Este análisis ha sido realizado por Pablo Cubells, experto en combustibles renovables y consultor senior en AFRY Management Consulting, especializado en due diligences técnicas, de mercado y comerciales en los sectores del hidrógeno y el biometano. AFRY es una empresa europea líder en servicios de ingeniería y consultoría, con más de 20.000 empleados y presencia global. En el ámbito de hidrógeno, AFRY ha llevado a cabo más de 150 estudios de ingeniería, 300 servicios de asesoría y 50 due diligences.

Recientemente, me han nominado a un premio nacional sobre EL MEJOR DIVULGADOR DE ENERGÍA organizado por el Periódico de la Energía. La final será mediante Jurado, sin embargo, entre los 10 profesionales que hemos sido nominados por el periódico solamente pasaran 4 el corte. Es por ello, que os dejo el siguiente link para que podáis votar (me ;)) para clasificar a la final. El nivel es altísimo con profesionales destacadísimos como Joaquín Coronado, Javier Revuelta, Alfredo García o Sergio Fernández entre otros. Es un absoluto honor compartir mesa con ellos, espero que con vuestro voto pueda sentarme con ellos en la final.

En 2023 se adoptó la Ley de Industria Net Zero (NZIA), que contempla tecnologías que contribuirán significativamente a la descarbonización europea. En particular, apoya las tecnologías estratégicas de cero emisiones netas que están disponibles en el mercado y que tienen un buen potencial de expansión a gran escala. El objetivo es reforzar la competitividad industrial de la UE y la resiliencia del sistema energético, permitiendo al mismo tiempo la transición hacia una energía limpia.

La NZIA contempla un objetivo específico a escala de la UE consistente en alcanzar una capacidad de inyección anual de al menos 50 millones de toneladas de CO₂ de aquí a 2030. El avance en su consecución será objeto de un informe bienal por parte de la Comisión. De cara a ampliar las miras a 2050 será necesario ampliar aún más el almacenamiento subterráneo permanente en la UE hasta más de 250 Mtpa (Millones de toneladas por año).

En ese escenario, en el análisis de hoy voy a explicar un proyecto clave para el almacenamiento de CO₂, bautizado como “Proyecto Aramis”, y que ha recibido una subvención de 124 M€ dentro del marco del programa Mecanismo Conectar Europa (CEF) desde la Comisión Europea.

Proyecto Aramis

Como descripción breve, se podría decir que el proyecto Aramis tiene como objetivo entregar 7,5 Mtpa de CO₂ capturado de fuentes industriales mediante tuberías terrestres y tránsito marítimo a un centro de recolección con una terminal de almacenamiento y una estación de compresión en Maasvlakte en Rotterdam (Países Bajos).

Para quien lo desconozca, el Puerto de Rotterdam es el puerto más importante de Europa con más de 220.000 barcos al año (+40 km de longitud y 12.000 hectáreas) y uno de los que conforma el top 10 a nivel mundial. Esto se debe principalmente a dos factores como son su ubicación, estratégica entre el Rhin, el río más importante de Europa, con casi 900 km navegables, y el Mosa, el segundo río de Holanda, y que se trata da un puerto de aguas profundas (más de 20 metros) que permite el atraque de barcos de gran calado, lo que lo convierte en un vórtice comercial marítimo de primer orden.

El CO₂ capturado se almacenará temporalmente y se comprimirá en el centro de recolección antes de transportarse a través de un ducto central en alta mar a plataformas de distribución en el Mar del Norte. El proyecto Aramis ha sido designado Proyecto de Interés Común (PCI) por la Comisión Europea (CE). Por lo tanto, la CE reconoce que Aramis es una iniciativa prioritaria para lograr una infraestructura energética interconectada en la UE, posibilitando transportar CO₂ desde países vecinos como Bélgica, Alemania y Francia. En la siguiente tabla podéis comprobar las impurezas máximas que deberá tener el CO₂.

Aramis es una alianza público-privada entre las empresas estatales Energie Beheer Nederland (EBN) y Gasunie, y las empresas privadas TotalEnergies y Shell. El proyecto dispone de 6 etapas diferenciadas.

1. Captura de CO₂
El CO₂ es capturado por la industria y transformado en material apto para el transporte.

2. Transporte de CO₂
La industria transporta el CO₂ desde las instalaciones de captura hasta el centro de recolección en Maasvlakte, ya sea a través de tuberías terrestres o por barco.

3. Centro de recolección de CO₂.
El CO₂ capturado se entrega en un punto central de recolección en Maasvlakte. Este punto consta de la terminal CO2Next y una estación de compresión. Aramis pretende utilizar los servicios de compresión de Porthos. La terminal CO2Next recibirá CO₂ líquido mediante buques, lo almacenará temporalmente y lo presurizará antes de enviarlo para su transporte por ducto marítimo. La estación de compresión recibe el CO₂ suministrado por ducto terrestre y lo presuriza para su transporte por ducto marítimo.

4. Gasoducto offshore de CO₂
Aramis transporta el CO₂ a través de un gasoducto offshore hasta la plataforma de distribución offshore o hasta ramales anteriores en el Mar del Norte.

5. Plataforma de distribución
A través de la plataforma de distribución y las tuberías, el CO₂ se transporta aún más a las plataformas de inyección de las partes almacenadoras.

6. Plataformas y almacenamiento de CO₂
Las empresas de almacenamiento TotalEnergies, Shell, Eni Energy Netherlands y otras partes interesadas en el almacenamiento inyectan CO₂ a través de pozos en yacimientos de gas agotados, donde puede almacenarse a 3-4 km bajo el lecho marino.

La construcción de este ducto marino, así como de la estación compresora en el centro de recolección, es parte del proyecto Aramis. Por otra parte, la terminal se enmarca en el proyecto CO2Next, liderado por Vopak y Gasunie, y será de acceso abierto para recibir y entregar CO₂ líquido y se construirá en Maasvlakte.

Por otra parte, el CO₂ se transportará hasta las plataformas de distribución marítima, bautizadas como «El Centro de Distribución Norte o «D-HUBN», desde donde se procederá al llenado de los yacimientos de gas agotados, propiedad de socios de la cadena de valor de Aramis.

La plataforma consistirá en una estructura de riser offshore con dos componentes principales: la estructura y la cubierta. La estructura de cubierta, una estructura de acero se anclará al lecho marino mediante una cimentación de pilotes hincados. Se fijará a los cuatro pilotes con lechada, una mezcla de cemento especializada formulada para aplicaciones submarinas. Este diseño garantizará la estabilidad, incluso en caso de una tormenta severa o una colisión de buques.

La construcción de pilotes y chaquetas constituye la base de la cubierta, una unidad de proceso sobre el nivel del mar. Funcionará como una pequeña fábrica, con una estructura de acero equipada con sistemas de control y comunicación, tuberías y válvulas. La plataforma se alimentará mediante un sistema híbrido de energía que combina turbinas eólicas, paneles solares, baterías y un generador de respaldo. La cubierta funcionará como un sistema autónomo, con todas las actividades gestionadas remotamente. El personal solo visitará la plataforma para realizar tareas de mantenimiento.

La plataforma recibirá CO₂ a través de la línea troncal marina. Desde allí, el CO₂ fluirá a la parte superior mediante 6 risers: 1 para el CO₂ entrante, 4 para la distribución a los yacimientos de gas agotados y 1 reservado para una posible expansión futura. La parte superior servirá como centro de distribución, con el sistema de control, las tuberías y las válvulas dirigiendo el CO₂ a través de ramales hasta las plataformas de inyección. Una vez en estas plataformas, el CO₂ se inyectará en los yacimientos de gas agotados.

CO2Next

El proyecto CO2next, inmiscuido dentro del Proyecto Aramis, anunció que entraba en la fase denominada Front-End Engineering Design (FEED) y ha adjudicado su contrato FEED al grupo de ingeniería y tecnología español Sener.

Para los profanos en la nomenclatura ingenieril, en la fase FEED se definen con mayor precisión el diseño, el cronograma de ejecución y el costo de la terminal CO2next propuesta. Esta etapa es clave para preparar la Decisión Final de Inversión (FID), prevista para 2025, y lograr los permisos necesarios.

En su lanzamiento, la terminal tendrá capacidad para manejar aproximadamente 5,4 millones de toneladas por año (Mtpa). Aunque en la primera fase de crecimiento la capacidad aumentará a aproximadamente 10 Mtpa. En la coyuntura que la demanda del mercado y del desarrollo de las cadenas captura y almacenamiento de CO₂ (CCS) se incremente, la terminal podría crecer hasta manejar aproximadamente 15 Mtpa.

Análogamente, la terminal inicialmente tendrá varias características clave, como 2 muelles donde los barcos pueden entregar CO₂ líquido, 1 gaseoducto de CO₂ desde los muelles hasta los tanques de almacenamiento, 6 tanques esféricos para almacenamiento temporal de CO₂ y otro gaseoducto de CO₂ que conecte los tanques de almacenamiento con el conducto marítimo.

El proyecto esta teniendo todas las consideras posibles. La terminal CO₂next planificada en Maasvlakte recibirá CO₂ líquido por barco en el futuro. Para facilitarlo, la terminal contará con muelles en el Canal del Yangtsé. Las maniobras deben realizarse de forma segura y eficiente, con la mínima interrupción del resto del tráfico marítimo. Para garantizar que funcione según lo previsto, no solo están creando planes teóricos, sino que también están probando exhaustivamente todos los procesos en un simulador.

De hecho, están estudiando mediante un sistema de simulación avanzado del Instituto de Investigación Marítima de los Países Bajos (MARIN), como serán las maniobras de los buques que transportan CO₂ liquido en la terminal. Os dejo alguna imagen chula para que veaís.

Entre las pruebas realizadas destacan diferentes tipologías de buques (desde barcazas fluviales hasta grandes buques oceánicos (hasta 20 000 m³, LOA 195 m), asistidos por remolcadores con 65T BP), condiciones meteorológicas extremas (fuerzas de viento de Beaufort de 6/7, que comprenden entre 39-61 km/h) y escenarios de emergencias.

La sociedad actual está basada en combustibles fósiles, y todo parece indicar que la transición energética será más laboriosa de lo que se presuponía. Asumiendo esta premisa, y sabiendo que las emisiones de CO₂ van a seguir durante algunas décadas entre nosotros, es necesario que vayamos planteando soluciones para darle utilidad al CO₂. Parece razonable, almacenarlo hasta que ese día llegue. Por lo tanto, volver a llenar los yacimientos, como los que propone este proyecto en el Mar del Norte, siempre y cuando se encuentren en condiciones aceptables, parece lo más inteligente. Para ello, primero deberemos esperar a la decisión final de inversión (FID) a finales de 2025, para de ese modo, ver la construcción de un proyecto de esta envergadura.

Obviamente tras el evento han activado los planes de reposición del suministro eléctrico en colaboración con las empresas del sector. El objetivo es aportar tensión a los grupos de generación para que arranquen y puedan propagar la tensión a la red y resto de grupos.

El sistema eléctrico peninsular (España y Portugal) ha sufrido a las 12:30 lo que en sector energético se conoce como un cero energético. En ese instante la demanda eléctrica del sistema peninsular era 25.184 MW.

De los datos de REE se puede extraer que, súbitamente, la potencia del sistema ha caído hasta 14.185 MW. Son 11 GW los que han caído en un primer instante, aunque el suelo lo hemos marcado en 10.480 MW. Según los datos, ha sido la solar fotovoltaica la que se ha desconectado. Aproximadamente, el 60% de la generación se ha caído en pocos segundos, 13 GW correspondían a la solar fotovoltaica (color naranja).

Posteriormente, a las 12:38 la red ibérica ha tenido que desconectarse de la red eléctrica europea. Ya que, el contagio ha impactado a las zonas fronterizas del sur de Francia. Las exportaciones a través de las interconexiones que estaban en curso han sido detenidas como se puede comprobar en la siguiente imagen.

Lógicamente, en un momento de tanta incertidumbre como el que se ha vivido, todos hemos tratado de pensar o especular sobre el origen del apagón. La sorpresa ha sido mayúscula cuando el operador portugués REN (Redes Energéticas Nacionais) ha dicho que se debía a "vibración atmosférica inducida", me he quedado igual que estaba. No os voy a mentir. Ellos han achacado a “un error en la red española provocado por variaciones extremas de las temperaturas en el interior del Estado, por las cuales se han producido oscilaciones anómalas en las líneas de muy alta tensión (400 kV).”

En dicho escenario, las Islas Canarias, lógicamente por la distancia que separan del sistema ibérico, no se han visto afectadas por los apagones. Ya que, Canarias cuenta con 6 sistemas aislados propios, uno por isla. Ninguno vinculado al continente europeo.

Análogamente, en el caso de Islas Baleares está formado por 2 sistemas separados: Mallorca-Menorca e Ibiza-Formentera. Están interconectados entre ellos, pero también con la Península con un cable submarino. Como podéis comprobar en la siguiente gráfica, la línea amarilla de la demanda ha ido siguiendo la verde (demanda eléctrica prevista).

Por otra parte, la energía nuclear que lleva un tiempo en boca de todos, a las 12:35 ha tenido que desconectar los 3,5 GW de Almaraz II, Ascó I y II, Vandellós II, que tenía en generando dentro del parque eléctrico español. Alfredo García (conocido en redes sociales por muchos como Operador Nuclear) ha destacado que las centrales nucleares están perfectamente preparadas para este tipo de situaciones.

Ante la caída de la red, el sistema de protección actúa automáticamente: el generador eléctrico se desconecta de la red por ausencia de demanda para protegerse. Al mismo tiempo, en décimas de segundo, se envía automáticamente una orden de parada del reactor. Tras ello, el reactor ya no produce suficiente calor para generar electricidad, pero todavía tiene lo que llamamos calor residual, debido a que los productos de las fisiones son radiactivos y emiten energía y partículas dentro del reactor que se convierten en calor. Por lo que, el objetivo se convierte en extraer dicho calor residual.

Cuando la red falla, las centrales cuentan con generadores diésel de emergencia capaces de mantener todos los sistemas esenciales y de seguridad en funcionamiento. Estos generadores arrancan automáticamente y en menos de 13 segundos ya son capaces de funcionar de forma continua durante al menos 7 días seguidos. Además, cada central dispone de, como mínimo, dos generadores diésel redundantes (cada uno con capacidad suficiente por sí solo) y, desde Fukushima, también cuentan con generadores portátiles adicionales.

Pero realmente ¿Qué ha podido pasar para que se caiga de esa manera la red eléctrica peninsular? Todo sistema eléctrico tiene 2 pilares fundamentales, la tensión y la frecuencia (número de veces que esta tensión varía en un periodo de tiempo). Sin olvidarnos del famoso “las gallinas que entran, por las que salen”, por el cual, la potencia producida debe ser igual a la potencia consumida en todo momento.

Aquí observamos una diferencia sustancial en función del método de generación. Ya que, la potencia puede ser explícitamente producida (por ejemplo, mediante la combustión de gas natural en un ciclo combinado, que genera vapor en una caldera que mueve un eje a través de una turbina que está conectada a un generador) o implícitamente (por ejemplo, como energía cinética en una máquina rotativa).

Cuando no casa la producción y la demanda de electricidad, como ha sido el caso con +10 GW de desplazamiento, se genera el desequilibro entre los dos pilares descritos antes. En ese caso, si la potencia consumida es mayor que la generada, el generador desacelera, lo que provoca una disminución de frecuencia (50± 0,2 Hz). El desequilibrio será mayor, cuando más abrupta sea la caída. Del mismo modo, cuanto menor sea la inercia del sistema (principalmente como equipamiento rotativo conectado a la red), el desbalanceo provocado será más rápido.

Una vez, que ciertos sistemas de generación han sido desconectados, el sistema ha entrado en un efecto de domino, ya que, el desbalanceo se intensificaba y se agravaba el problema de la caída de la frecuencia, y ocurre la cascada de desconexión que ha asolado a todo el país.

La electricidad ha ido llegando a gran parte del país de manera paulatina con el paso de las horas. Sinceramente, creo que no somos conscientes la hazaña que se ha logrado como sociedad. El sistema eléctrico, gracias a sus profesionales, merecen los mismos aplausos que se ofrecían en los balcones a las 20:00 durante la pandemia. La situación vivida por muchos profesionales del sector eléctrico habrá sido de máximo estrés. Probablemente, todos eran conscientes que todas las miradas recaían sobre ellos.

La lentitud para el restablecimiento de la electricidad era una consecuencia lógica y esperable. El casamiento entre la oferta y la demanda tiene que ser gradual para que se garantice el equilibrio, tanto en parámetros de voltaje como de frecuencia.

En la siguiente imagen se puede observar que a las 15:25 todos los ciclos combinados de gas natural estaban parados, y tras ese momento han ido entrando gradualmente hasta alcanzar los 6,6 GW a las 23:59.

La reflexión final debería discurrir por lo vulnerables que somos como sociedad. El papel de la electricidad, como en su día lo bautice como “cohesionador intangible” de la sociedad, nos demuestra que la sociedad apenas gira sin ello. Solo de imaginar una coyuntura como esta pueda durar semanas, me genera una sensación extraña en el cuerpo. El hecho de sentir la fragilidad del sistema con las yemas de los dedos, da vértigo.

Surgen varias lecturas positivas de lo vivido. En primer lugar, las personas que conforman el país han actuado cívicamente. Momentos como lo vividos son escenas introductorias de las películas de ciencia ficción, donde reina la anarquía y la ley del más fuerte. En segundo lugar, la red eléctrica y los profesionales que la componen han actuado con gran solvencia. Ya que, aunque 12h nos puedan parecer una eternidad, cuando estas bregando en plena batalla, el tiempo vuela. A las 00:00h (hora peninsular) Red Eléctrica de España ya ha recuperado el 61,35% de la demanda peninsular y están energizados el 78% de los parques de subestaciones de la red de transporte.

El origen, puede que nunca transcienda al ámbito público, sin embargo, todos los involucrados tiene la obligación de realizar todos los análisis post-mortem necesarios para entender en profundidad lo que ha ocurrido. Siendo fundamental la extracción de lecciones aprendidas, y mejorar, más si cabe, la red eléctrica. Sobre todo, si seguimos enfocados a electrificar gran parte de la sociedad. Se le atribuye a Lenin la siguiente frase: "Hay décadas en las que no pasa nada, y hay semanas en las que pasan décadas". Tras los últimos años, me gustaría modificarla de cosecha propia “Hay décadas en las que no pasa nada, y hay lustros (2020-2025) en las que pasan décadas".

Hoy en día, el precio del gas natural europeo ronda los 40 €/MWh, por lo que, el hidrógeno solo sería competitivo como combustible en escenarios donde el precio del gas natural fuera desorbitado, como, por ejemplo, el pico tras la Guerra de Ucrania en 2022 (+300 €/MWh). Cierto es que la sustitución de gas natural por hidrógeno traería consigo el concepto de emisiones de CO₂ abatidas, por el cual, nos ahorraríamos el impuesto al CO₂ (70 €/t CO₂). Asumiendo que la generación de un MWh emite unos 200 kg CO₂, estamos hablando de una penalización por las emisiones de unos 14 €/MWh. Por lo que, en la coyuntura actual no parece razonable quemar hidrógeno renovable desde el punto de vista económico.

Evidentemente, en un mundo descarbonizado la gran infraestructura gasista que España dispone está condenada a la irrelevancia si los combustibles fósiles se descartan. En ese escenario, se baraja la adicción del hidrógeno al gas natural para aprovechar las tuberías que están en operación. La combustión del hidrógeno (H₂), al no disponer de carbono en su estructura, no emite dióxido de carbono (CO₂). Así pues, son muchos los que abogan por el blending de hidrógeno para descarbonizar las redes de distribución, y sus posteriores usos aguas abajo. ¿Pero, de verdad, tiene sentido?

Impacto en el poder calorífico

La mezcla de gases que genera el bleding de hidrógeno NO aporta el mismo calor que la corriente inicial de 100% CH₄. No debemos olvidar, que la finalidad de una combustión siempre es la misma, obtener un calor, ya sea para un proceso industrial o para la calefacción; pero sobre todo, un calor constante.

Para comprender esto, lo mejor es analizar las diferencias entre los dos gases en sus estados puros, como podéis observar en la siguiente tabla, debido a su naturaleza, tienen diferentes características.

En la siguiente gráfica podéis ver como cambia el peso molecular de la mezcla H₂-CH₄, y análogamente, la evolución del poder calorífico másico de la mezcla.

El peso molecular de la mezcla desciende de manera constante, a medida que gradualmente incluimos el hidrógeno a la mezcla, aritmética pura. En cambio, el poder calorífico másico se ve muy influenciado por la densidad energética másica del hidrógeno. No nos olvidemos, que el hidrógeno pesa muy poco y ocupa mucho volumen a condiciones atmosféricas.

Por poner un ejemplo numérico he establecido una caldera de 277 kW que nos aporte un calor (1000 MJ/h) como objetivo de la mezcla, para de ese modo, normalizar los datos teniendo en cuenta la variación de cada una de los componentes. De este modo, con la corriente inicial de 100% CH₄, necesitaremos un caudal másico de 17,994 kg/h para obtener el calor fijado de 1000 MJ/h en el quemador.

Cual es la primera particularidad que se cruza en nuestro camino, a medida que vamos incluyendo 1, 2, 3, 4, 5 … 99% de Hidrógeno, y reduciendo en igual proporción el contenido en CH₄, ( por ejemplo 99% CH₄ + 1% H₂, 98% CH₄ + 2% H₂ … ), que el peso molecular del hidrógeno es 8 veces menor que el metano. Por lo tanto, cuando miramos el caudal másico (es decir, el caudal en masa), el meter hidrógeno no tiene apenas impacto, como podréis observar en la siguiente gráfica.

Como podéis comprobar, de la corriente inicial de 100% CH₄ a la corriente final de 100% H₂, se necesita 2,55 veces MENOS masa para obtener el mismo calor en la combustión. Sin embargo, el hidrógeno no se encuentra en estado sólido, sino en gas. Por lo que sería, más adecuado hablar en volumen, que en masa. Ya que, en el caudal másico era relevante la densidad energética gravimétrica (MJ/kg), pero en el caudal molar, lo relevante es la densidad energética volumétrica (MJ/m³). De este modo, con la corriente inicial de 100% CH₄, necesitaremos un caudal másico de 1,122 kmol/h para obtener el calor fijado de 1000 MJ/h en la combustión.

Todos os acordareis que en el colegio en la asignatura de Química se daba la ley de los gases ideales, la cual se regia por PV = n RT. De esa formula podemos sacar, que 1 mol de gas, ocupa 22,4 L a condiciones estándares de presión y temperatura.

Como podéis comprobar, de la corriente inicial de 100% CH₄ a la corriente final de 100% H₂, se necesita 3,11 veces MÁS moles (= volumen) para obtener el mismo calor en la combustión.

En la siguiente gráfica podemos comprobar lo poco que descarboniza hacer blending de hidrógeno en una corriente de 100% metano. Pensad que el gas natural es +90% metano, y el resto lo conformar otros hidrocarburos como etano, propano, butano… Por lo que, estamos ante el mismo escenario.

Como podéis observar en el gráfico: Un 25% de adicción de H₂, descarboniza un 10%, un 50% de adicción de H₂, descarboniza un 24% y un 75% de adicción de H₂, descarboniza un 48%.

He realizado el mismo ejercicio para el resto de hidrocarburos gaseosos (corrientes 100 %), y seguidamente podéis observar la descarbonización que se genera.

Es evidente que cuanto mayor es el peso molecular del hidrocarburo gaseoso, menor es la descarbonización que se logra con el blending de hidrógeno, y por lo tanto, menor es la reducción de las emisiones de CO₂ asociado a ello.

Intercambio de familia de gases - Índice de Wobbe

Pero cuando se va a realizar la combustión de una mezcla de gases, al tratarse de dos gases con diferentes características es necesario saber si pueden mezclarse para dar una combustión adecuada. Para ello, Goffredo Wobbe observó en 1927 que los gases con valores similares del Índice de Wobbe podían intercambiarse en procesos de calentamiento.

Al final al cabo se emplea para comparar la producción de energía de combustión de diferentes gases combustibles sin conocer su composición detallada (algo habitual en el gas natural, dado que las concentraciones de los gases que conforman el gas natural (metano/etano/ propano/butano …), no son constantes a lo largo del tiempo, ni iguales según el origen del yacimiento.

Es por eso, que cada país marca por normativa el rango admisible para cada gas. Es decir, que indica los máximos o mínimos que deberían existir dentro de una mezcla.

Índice de Wobbe se define como la relación del poder calorífico superior (High Heating Value, HHV) por unidad de medida del gas a la raíz cuadrada de la densidad relativa del gas (definido como densidad del gas/densidad del aire seco). En la imagen adjunta podréis observar las formulas necesarias para calcular el índice de Wobbe.

Destacar que la densidad de una mezcla de gases se puede calcular, sabiendo los porcentajes del gas respecto a la mezcla y la densidad de cada gas.

El poder calorífico inferior, en ingles Low Heating Value (LHV), hace referencia a la cantidad total de calor desprendido en la combustión completa de 1 kg de combustible sin contar la parte correspondiente al calor latente del vapor de agua de la combustión, ya que no se produce cambio de fase, y se expulsa como vapor.

En la siguiente tabla podéis comprobar porque es importante saber calcular el índice de Wobbe, ya que, es el parámetro que se emplea para agrupar los gases en tres familias. Es decir, las familias de dividen en grupos en función del poder calorífico que aporta la hacer combustión de dicha mezcla gaseosa.

• Primera familia

La primera familia hace referencia al gas ciudad (mezcla de hidrocarburos con gran contenido en hidrógeno), gas que se utilizaba en el siglo XIX hasta la mitad del siglo XX para iluminar calles y viviendas y, también, para calentar y cocinar en las casas. Al principio se obtenía en fábricas destilando hulla (carbón mineral de color negro mate procedente de sedimentos enterrados de grandes masas vegetales). Más adelante, dejaron de usar carbón y empezaron a usar las naftas, un producto derivado de la destilación del petróleo, con una composición basada en hidrógeno e hidrocarburos. Su combustión era muy luminosa y, popularmente, el gas ciudad se empezó a conocer como “luz de alumbrado”. Su alto contenido de monóxido de carbono lo convertía en un producto muy peligroso para la salud, al inhalar el monóxido de carbono, pasa a la sangre a través de los pulmones y evita que la hemoglobina trasporte el oxígeno, generando el ahogamiento por desplazamiento.

• Segunda familia

Entre que era complejo fabricar gas cuidad y los problemas de seguridad que ocasionaba, el mundo transicionó hacia otra familia de gases, la segunda familia, donde se enmarca el gas natural que nos llega a prácticamente todos nosotros. De la Imagen 11 podemos observar que el rango del índice de Wobbe es de 39,1-54,7 MJ/m³ , por lo ya sabemos que se consigue más calor que con la primera familia. Cabe destacar que esta familia de gases contiene tres subgrupos (L, E y H). En el caso de España, el gas natural se engloba en la Familia 2H, y contiene un índice de Wobbe de 45,7-54,7 MJ/m³.

• Tercera familia

Está última familia engloba al Gas Licuado de Petróleo (GLP). El GLP es un gas que contiene una mezcla de propano y butano. Es por eso, que si la mezcla es mayoritariamente propano, el gas se cataloga como subgrupo P. En cambio, si la fracción principal es el butano, el subgrupo es B. Del Índice de Wobbe observamos que el GLP nos entrega más calor en la combustión. En la siguiente gráfica podéis observar como evoluciona el poder calorífico superior (HHV, en el eje X) y el índice de Wobbe (en el eje Y). Queda claro, que a mayor peso molecular del hidrocarburo gaseoso, mayor será el poder calorífico contenido en su interior.

Pero volviendo al caso que nos ataña, he estudiado el blending creciente de hidrógeno en una corriente de 100% metano (CH₄). Fijaros que el índice de Wobbe describe una trayectoria, que parece el símbolo de Nike invertido. Ya que, el 100 % de hidrógeno tiene un índice de Wobbe idéntico al de la mezcla de 40 % de hidrógeno y 60 % de metano.

Riesgo de la llama

En la siguiente imagen, se puede ver como el blending de hidrógeno sobre el gas natural aumenta la temperatura de la llama adiabática que se genera. Aproximadamente, unos 200 K más respecto a la llama de 100% gas natural.

• La temperatura de la llama de hidrógeno se puede reducir, por ejemplo:

-Aumentando el exceso de aire de combustión (como se observa en la gráfica anterior cuando el ratio estequiométrico supera 1).

-Utilizando la recirculación de gases de combustión.

• Otra estrategia es reducir el tiempo de residencia:

-Aumentando la velocidad de la mezcla de hidrógeno/aire.

-Mejorando la mezcla de los reactivos.

-Reduciendo simultáneamente el tiempo de residencia de estos reactivos en los puntos calientes de la llama.

La velocidad laminar se define como la velocidad a la que se propaga un frente de llama con respecto al gas no quemado para una llama premezclada que se propaga libremente en una dimensión.

La LLAMA ES ESTABLE, cuando la velocidad del flujo y la velocidad de propagación del frente de la llama son IGUALES.

LLAMA SE DESPRENDE, cuando la velocidad de propagación del frente de llama es MAYOR que la velocidad del flujo.

LLAMA RETROCEDE, cuando la velocidad de propagación del frente de llama es MENOR que la velocidad del flujo.

El desprendimiento tampoco es correcto, sin embargo, el retroceso de la llama es MUY PELIGROSO para la seguridad. Para ello, se emplea el potencial de combustión, C, es una medida indirecta (proporcional) de la velocidad de propagación de la llama producida en la combustión del gas, representando por tanto su tendencia al soplado o calado. El potencial de combustión de una mezcla se calcula relacionando % volumétrico de cada componente presente en el gas con una constante intrínseca de cada gas puro y la densidad relativa del gas con respecto al aire.

-Cuanto mayor es el valor de C, mas corta es la llama. Por lo que aumenta la posibilidad de que se produzca retroceso de llama.

-Cuanto menor es el valor de C, más larga es la llama, aumentando la probabilidad de que se produzca un desprendimiento de llama.

Después de este extenso análisis las conclusiones parecen claras. La mezcla de hidrógeno/gas natural tiene menor poder calorífico, es decir, para lograr el mismo rendimiento energético el caudal tiene que aumentar. A partir de un 35% hidrógeno, la nueva mezcla de gases generada, deja de pertenecer a la familia de gases 2H, y en ese caso, el quemador industrial estaría operando fuera de rango. A su vez, la adicción del hidrógeno incrementa el riesgo del retroceso de llama, lo que deriva en un claro riesgo de seguridad debido a la posibilidad de explosión.

La combustión de una mezcla de hidrógeno/gas natural tiene sus peculiaridades, que por su relevancia, han de tenerse en cuenta. Si a ese escenario, le añadimos un precio elevado del hidrógeno renovable como hemos visto al inicio, no parece que vaya ser un uso relevante en la industria. Al menos, hasta que el desarrollo del sector de hidrógeno sea tal, donde los electrolizadores sean un equipo industrial común, y existan excedentes que no se sepa valorizar de otra manera.

Parque Científico y Tecnológico de Bizkaia

Lo interesante de este proyecto fue que el H2Loop fue construido utilizando materiales y componentes ex-servicio para evaluar de manera realista el impacto del hidrógeno en los sistemas y componentes actuales. En su día tuve la oportunidad de poder visitarlo de la mano de Gotzon Garcia (Nortegas) y Elena Silveira (Tecnalia), y si no me falla la memoria, los componentes empleados fueron usado durante 20 años en una estación de Zumaia. Aquí dejo los materiales presentes en el loop, tanto en la línea de distribución (LD), así como en la acometida (A), la instalación receptora colectiva (IRC) y en la instalación receptora individual (IRI):

Este proyecto inició en marzo de 2021, con una duración de 3 años, y entre los objetivos técnicos estaba comprender las condiciones de flujo dentro del sistema, el riesgo de fugas e ignición espontánea y la compatibilidad de los materiales y componentes de la infraestructura existente con el hidrógeno. Sobre todo, componentes como tuberías, válvulas y accesorios, compresores y otros equipos, diseñados originalmente para gas natural, pueden enfrentar desafíos para mantener su eficacia operativa y seguridad cuando se exponen al hidrógeno. Por lo que este proyecto ha servido para obtener unos datos y un know-how muy interesante a Nortegas (Distribuidora principal de gas natural en la cornisa cantábrica de la península ibérica). En la siguiente infografía podéis observar el Loop de hidrógeno.

La planta consta de 4 zona diferenciadas con loop principal, loop más pequeño, zona de autoclaves e instalación doméstica. Aquí resumo las principales características de cada una de ellas.

• Loop principal: Este segmento cuenta con una red de acero de alta presión de 16 barg junto con una red de presión media de 4 barg, incorporando una Estación Reductora de Presión de Gas (GPRS) que realiza la transición de presiones de 16 barg a 4 barg.

• Loop secundario: Esta configuración emula una transición de una instalación específica del usuario desde un ajuste de presión de 2,5 barg a uno bajo de 160 mbarg, reflejando los entornos operativos de las instalaciones de recepción de usuarios comunes e instalaciones individuales. También simula aparatos de gas domésticos para evaluar su rendimiento en condiciones de uso típicas.

• Autoclaves: Estas instalaciones exponen los materiales a una atmósfera de hidrógeno al 100% tanto en condiciones de carga como de descarga. El objetivo es simular una exposición prolongada y diversos niveles de estrés, lo que proporciona datos vitales sobre el comportamiento del material a largo plazo y la resistencia a la carga en entornos de hidrógeno a alta presión.

• Instalación doméstica: Que incluye un gabinete regulador, medidores de gas de membrana domésticos, medidores inteligentes ultrasónicos y de membrana, una cocina de gas, una caldera de condensación y tuberías de cobre soldadas que imitan un entorno doméstico estándar.

En primer lugar, han analizado las características del flujo y la distancia a la que las mezclas (hidrógeno y gas natural) podían considerarse homogéneas. Para ello, emplearon un estudio teórico de dinámica de fluidos computacional (CFD) a unas condiciones concretas (3,5barg, 15ºC y 15 Nm³/h) y obtuvieron que una mezcla de 80% gas natural y 20% hidrógeno es homogénea tras el punto de inyección a 4,3 m.

A su vez esta tarea implicó el diseño, la construcción y la prueba de un punto de inyección de hidrógeno, que se desarrolló para permitir la mezcla automática de hidrógeno y gas natural de dos corrientes separadas. Lo novedoso de este enfoque es que emplearon tecnología de inyección directa en lugar de mezcladores o dispositivos que inducían turbulencia para lograr la homogeneidad de la mezcla.

Las mezclas que llevaron a cabo en la planta de H2sarea, con concentración variable entre 5-30% de hidrógeno, demostraron experimentalmente una homogeneidad constante aproximadamente a 4 m del punto de inyección. De ese modo validaron lo que analizaron teóricamente, al comprobar que efectivamente, la mezcla se comportaba como un único fluido. Para ello, se han asegurado realizando las comprobaciones en la parte superior e inferior de las tuberías, eliminando la duda de una posible estratificación en un circuito en operación por las diferentes densidades de los fluidos (gas natural 0,671 kg/m³ e hidrógeno 0,084 kg/m³).

Durante el proyecto han ensayado más de 12.000 h de operación, unos 500 días, con un contenido variable de hidrógeno (3.000 h a 5% , 10%, 15% y 20% H₂). Una de las grandes preocupaciones que gira en torno al hidrógeno es la alta fugacidad del gas. El proyecto ha empleado la “prueba de burbuja” para evaluar la presencia de fugas de hidrógeno en la red de distribución. Dicha prueba es simple, pero muy efectiva, ya que se rocía con un agua jabonosa los componentes a analizar, y en el hipotético caso de que exista una fuga, visualmente el observador vería la formación de burbujas indicando el punto exacto donde está ocurriendo. Mediante este método, los participantes del proyecto aseguran la no existencia de fugas dentro de un umbral de 10^− 5 mbar l/s.

Paralelamente, Nortegas ha comprobado el porcentaje de la red de distribución actual de gas natural de Euskadi estaría afectada por el hidrógeno. Así como, las actuaciones que serían necesarias llevar a cabo en éstas para poder distribuir gas natural en diferentes niveles de blending de hidrógeno.

Cuando Nortegas ideó este proyecto trató de ser lo más fiel posible a la realidad. Como he mencionado anteriormente, los componentes empleados para el proyecto H2Sarea eran materiales que habían estado en uso dentro de la red de gas natural. Seguidamente, podéis observar algunas de las tipologías de tuberías que han analizado durante el proyectos de H2Sarea.

Dentro de las juntas, cabe destacar que las juntas de caucho de acrilonitrilo butadieno (NBR) han sido las únicas que han sufrido debido al hidrógeno, concretamente, ampollamiento en la zona central del radio de la junta. Los resultados sugieren que el ampollamiento en las juntas de caucho bajo alta presión de hidrógeno está relacionado con varios factores, incluida la presencia de una malla metálica en el interior de la junta y la velocidad de descompresión.

El objetivo del blending de hidrógeno en la red de gas natural es transportar el hidrógeno, sin la necesidad de acometer nuevas inversiones en la infraestructura para la distribución. Una de las grandes desventajas del blending de hidrógeno en una corriente de gas natural es que debido al escaso poder calorífico volumétrico del hidrógeno (11,94 MJ/m³) respecto al del gas natural (37,31 MJ/m³), es necesario contar con un mayor volumen para mantener condiciones energéticas equivalentes. En el proyecto se llevaron a cabo 12.000 h de pruebas exhaustivas, y cada concentración de hidrógeno (5, 10, 15 y 20 % mol H₂) se probó durante 3000 h.

En prácticamente la totalidad de sus usos, el gas natural, se acaba quemando para obtener energía o calor, ya sea en el ámbito residencial o industrial. Por lo que el proyecto, para ser completo, no podía dejar de lado el estudio en quemadores. Los integrantes del proyecto han preferido mantener la capacidad calorífica del gas, para ello, han aumentado el caudal volumétrico. Aunque ya hemos visto que el hidrógeno dispone de un tercio de la energía por volumen si comparamos con el gas natural.

Así pues, en la parte inicial del quemador (cono más interno) las temperaturas son menores al aumentar el porcentaje de hidrógeno. Mientras que, con metano puro, la temperatura en el cono interno es aproximadamente de unos 1527ºC, para la mezcla del 30% de H₂, esta temperatura es de unos 1227ºC y para el H₂ puro alrededor de los 827ºC. En cambio, si hubieran mantenido constante el caudal volumétrico, la llama hubiera tenido más temperatura que la del gas natural. Como se suele decir, “el diablo está en los detalles”.

Las velocidades del gas y aire para el metano son del orden de 5m/s y 30m/s respectivamente, para la mezcla del 30% de H₂ de 7m/s y 29m/s y, para el H₂ de 18m/s y de 23m/s. Las velocidades del metano y el H₂ al 30% son parecidas. El H₂ sale a más velocidad respecto al metano.

Por otra parte, al aumentar el contenido de hidrógeno en el combustible, aumenta el contenido de vapor de agua en los humos (2H₂+ O₂ —> 2H₂O), multiplicándose casi por dos con hidrógeno puro respecto al metano puro y en un 8,72 % más para la mezcla del 30 % de H₂ respecto al metano puro.

Otro de los caballos de batalla son los NOx (gases compuestos por óxido nítrico (NO) y dióxido de nitrógeno (NO₂)). El aire dispone de 79 % de Nitrógeno (N₂) que es un gas inerte. Sin embargo, a altas temperaturas, el nitrógeno reacciona con el oxígeno (O₂) y surgen los óxidos de nitrógeno. En este caso en particular, las emisiones de NOx con un exceso de aire del 24 % con la mezcla del 10 % vol de hidrógeno se verían aumentadas en un 11,76 % respecto al metano puro y con la mezcla al 20 % vol de hidrógeno se aumentarían en un 58,82 %.

La Directiva actual 2015/2193/ EU establece el umbral en 250 mg/Nm³. La mezcla de 30 % hidrógeno y 70 % gas natural si cumple dicho limite máximo de NOx. Sin embargo, en la combustión del 100 % hidrógeno, se excedería el límite. Una de las técnicas para reducir los NOx es aumentar la aireación, ya que, de ese modo por la dilución del aire se enfría la llama y se limitaría la reacción entre el nitrógeno y el oxígeno. En la siguiente Tabla se resumen las principales propiedades de los combustibles, metano, mezclas hidrogenadas e hidrógeno en condiciones estándar (15ºC, 1bar).

Los equipos de calentamiento indirecto, como las calderas, son más sencillos de reconvertir al hidrógeno. Sin embargo, los equipos de calentamiento directo, como son los hornos, son más difíciles de reconvertir al hidrógeno debido al impacto en la carga. El revestimiento refractario interior sufre decoloración, atribuido a la generación de cloruros en los productos de combustión. Se ha demostrado que ocurren reacciones entre el hidrógeno (gas reductor) y óxidos estables como la sílica, la alúmina y la circonita que componen el material del revestimiento refractario cerámico. Esta reacción produce sub-óxidos gaseosos y vapor de agua que pueden afectar a la carga y las superficies interiores del horno. Estos productos de combustión aceleran la corrosión de los materiales refractarios y reducen su resistencia.

Tras este extenso análisis no me queda más que felicitar a Nortegas por llevar a cabo la iniciativa y desarrollar un proyecto de este calibre. Sin ninguna a duda, habrán obtenido un conocimiento interesante al respecto de la adicción de hidrógeno renovable en la red de distribución. Un proyecto de esta naturaleza engrandece al Corredor Vasco de Hidrógeno (BH2C Asociación), porque no debemos olvidar que este proyecto comenzó pocos meses más tarde de que el Gobierno Estatal presentase la Hoja de Ruta de Hidrógeno Renovable en octubre de 2020. Ahora parece que la pelota está en el tejado de los productores del hidrógeno. ¿Serán capaces de generar tal cantidad de hidrógeno sobrante como para necesitar apoyarse en la red de gas natural para canalizarlo? ¿O el consumo de hidrógeno renovable solo existirá en un pequeño radio de los usos industriales? El tiempo dirá, pero vaticinó que la segunda opción se impondrá por mera cuestión de eficiencia.

SPOILER

Si, fui el ganador del premio a la personalidad del hidrógeno renovable del año.

El objetivo de "Energy Analysis" siempre ha sido ayudar a entender a otros profesionales del sector las implicaciones de la transición energética, y para ello, he tratado una constelación de temas de manera rigurosa y siempre con un enfoque técnico, pero siendo didáctico. El eje principal de los análisis ha sido la descarbonización donde entraban temas de hidrógeno renovable y sus derivados, energías renovables, electrificación, biogás, materias primas y la geopolítica asociada a ello.

No me queda más que daros las gracias, por que, al fin y al cabo, para alguien que escribe lo mejor que le puede pasar es que haya lectores interesados en las temáticas que aborda. Por lo que muchas gracias a los que me hacéis llegar, tanto online como presencial, que os ha gustado alguno de los análisis. La verdad que se agradece. Vamos al lio, os dejo con un resumen que he preparado de lo más interesante del congreso.

Pilar Sánchez, subdirectora Adjunta de Hidrocarburos y Nuevos Combustibles del MITECO, destacó que 2024 fue un año intenso en Europa, y que ahora se encuentran inmersos en la transposición al ámbito nacional para poder dar certidumbre al sector. La gran norma fue el paquete sobre el mercado del gas y el hidrógeno que tiene que estar transpuesta para agosto de 2026. El paquete sobre el gas establece normas precisas para la organización del mercado del gas natural y establece un marco sólido para el desarrollo del futuro mercado del hidrógeno, incluida la infraestructura específica del hidrógeno. Contiene normas específicas para el transporte, suministro y almacenamiento de gas natural y de hidrógeno.

Tras ello, David Pello, Inspector jefe de la Subdirección de Gas Natural de la CNMC realizó una presentación individual sobre la modificación de la Circular 8/2019 de la CNMC sobre conexión y acceso al sistema gasista. Aquí destacó que el hidrógeno va a requerir un mezclado previo, en cambio, el biometano se puede inyectar de manera directa. Asimismo, detalló la capacidad condicionada de conexión (CCC) y los distintos contratos necesarios entre los agentes. Uno entre transportista del gas con el titular de la planta, otro contrato entre el titular de la planta y la comercializadora y uno último entre comercializadora y el transportista.

Durante el evento obviamente se habló sobre regulación del hidrógeno renovable, siendo uno de los pilares que más atención suscita, tanto como facilitador, generando demanda de hidrógeno, como lastre por la incertidumbre que genera. José Manuel Pérez Rodríguez, de EDP Renovable, mencionó que una de las grandes amenazas ocultas que pueden cernirse sobre el hidrógeno renovable puede ser la existencia del Acto delegado del hidrógeno bajo en carbono. Ya que, el low-carbon le va a quitar espacio vital al hidrógeno de origen renovable. No es justo que se establezcan unas normas y antes de dejar ver si funcionan o no, modificarlas.

En cambio, David Díez del despacho de abogados Watson Farley & Williams, recalcó que está existiendo cierta burbuja con los contratos de compraventa de electricidad (PPA), porque ciertos agentes están acaparando capacidad sin estar muy claro si van a desarrollar proyectos o es pura especulación. Preocupante está noticia ahora que el sector de los centros de datos está en pleno auge.

Actualmente, existe más de 300 nudos de transporte eléctrico bloqueados por las energías renovables, en la mayoría de los casos en donde mejor recurso renovable existe. Este hecho paraliza muchas inversiones, no solo en el sector del hidrógeno, sino en cualquier iniciativa industrial. Asimismo, David abogó por que los proyectos de hidrógeno puedan declararse de interés público superior, para evitar la avalancha de recursos que pueden sufrir. Incluso podría emularse el modelo de obras públicas estratégicas como la red gasista para no sufrir varapalos.

Javier Rubio, vicepresidente ejecutivo de “The Society of Piping Engineers and Designers (Sped USA)” dio una recomendación muy acertada para agilizar la tramitación de un proyecto de hidrógeno. En la medida de lo posible, que el proyecto se trate de una reconversión industrial para evitar el rechazo de la sociedad y que disponga de gran parte de los permisos y accesos necesario. Ejemplificó con el proyecto “Green H2” de EDP en Los barrios (Cádiz).

Por otra parte, Pablo Cubells de la consultora AFRY se centró más en los aspectos comerciales de una Due Diligence de proyectos verdes. Gran parte de la intervención se centró en el transporte no terrestre, aviación y marítimo, debido a que ha comenzado a moverse hacia las soluciones descarbonizadas. Seguidamente, podéis observar los pedidos de barcos propulsados con combustibles alternativos, así como, un resumen de los operadores aéreos que se han autoimpuesto objetivos de SAF para 2030.

El FuelEU Maritime exige a las navieras unos objetivos de descarbonización, para que sean las empresas quienes decidan de manera agnóstica qué tecnología les es más coste eficiente. Si no se cumple la senda de descarbonización marcada existen unos penalties (6x más agresiva que EU ETS) que suponen 640 $/t CO₂ equivalentes (unos 2.400 $ por tonelada del combustible actual de fueloil bajo en azufre (VLSFO, Very Low Sulphur Fuel Oil).

Gracias al ReFeulEU Aviation la demanda del hidrógeno en este sector es más certera, ya que, se definen dos sujetos obligados (Distribuidores de combustible y las operadoras), quienes tienen que cumplir desde un 2% de SAF en 2025 a 70 % en 2050. En el sector de la aviación se marcan unas penalizaciones aún mayores, donde alcanza 2,4 veces el precio del coste del fuel para los distribuidores y 2,8 veces para los operadores.

El siguiente panel de discusión fue el C-level, donde las energéticas del país estaban representadas. Parece evidente que los proyectos de hidrógeno que saldrán primero serán los que están respaldados por compañías con gran musculo financiero, aunque el contexto macroeconómico y geopolítico incierto que estamos viviendo esté retrasando los proyectos. Debo admitir que vi mayor realismo que en ocasiones anteriores, cosa que es buena, ya que, los ponentes hicieron ver a los asistentes que actualmente no existe un mercado de hidrógeno, sino que está en construcción.

Personalmente, de la conversación voy a resaltar una cuestión que coincido plenamente con Alan Ripa e Iban Molina sobre el Banco Europeo del Hidrógeno (BEH). Carece de cualquier lógica y sentido, que la primera subasta del hidrógeno haya cerrado con una prima de 0,48 € por kilo de hidrógeno. Obviamente, estos proyectos no son reales, nadie va a viabilizar un proyecto de hidrógeno con esa ayuda al OPEX, por lo que el BEH pierde credibilidad.

Por otra parte, Maribel Rodríguez (Repsol) destacó que ellos, solamente para un único proyecto de hidrógeno tiene asociados unos 17 contratos alrededor (Uso del suelo, agua, electricidad…), por la que la complejidad es manifiesta. Incluso, abogó por un open-book que permita al sector disponer de una referencia y ayude a los siguientes.

Análogamente, Alan Ripa expuso el agravio comparativo que sufren la industria electro-intensiva en España en el precio de la electricidad en su comparativa directa con Francia o Alemania. Por ilustrar he traído a colación los números que presentó la Asociación de empresas con gran consumo de energía en 2024, poco más que añadir.

En el panel de discusión centrado en los ecosistemas de valle de hidrógeno, Guillermo Figueruelo de la Fundación de Hidrógeno Aragón expuso que las nomenclaturas de valles para Europa (enfoque más a demostrativos, tamaños inferiores a 40 MW) y España (plantas industriales con tamaño mínimo de 100 MW) no eran lo mismo.

Cambiando de tercio, llevaron a cabo un panel de discusión muy interesante sobre la evolución de los electrolizadores, donde estuvieron presente dos tecnólogos como Aitor Alcázar (Bosch) y Jesus Montero (Plug), y una ingeniería representada por Nora Castañeda (Sener). Como apunte anecdótico, Bosch, que es una compañía muy conocida a nivel mundial, sigue siendo una empresa familiar (al igual que Sener, propiedad de la familia Sendagorta) con una facturación de 91.600 M€ al año con 420.000 trabajadores en 160 países. Tiene más de 138 años de historia, y como resaltó Aitor, ha pasado 2 guerras mundiales.

Plug Power, comercializa la tecnología PEM de electrólisis, y desde sus orígenes en 1997 se ha enfrentado al reto que supone escalar una tecnología destinada para la NASA con stack de 3 celdas, a los cientos de MW de potencia.

Hoy en día, tras estallar la burbuja de hidrógeno la compañía se encuentra en una producción discontinua de electrolizadores, para no tener electrolizadores en fabrica sin darles salida, tanto por el inmovilizado que se genera como por riesgo de degradación. Plug permite visitar a sus clientes a fábricas de montaje de stack, para que pueda valorar la tecnología en directo, observando el funcionamiento del equipo en arranques, paradas, alineamiento con la purificación…, porque su deber es dar confianza al cliente para alcanzar la decisión de inversión final (FID).

Nora destacó una constante del sector, aludiendo a la situación habitual donde el cliente observa tras el FEED (Front-end engineering design) que el precio no le encaja en el modelo de negocio. En dichas situaciones, una buena ingeniería, con fundamentos sólidos y orientada a la tecnología como Sener, permite optimizar el proyecto, exponiendo el ejemplo de un proyecto estudiado donde el equipo principal solamente el 30% del capex total. Análogamente, Nora señaló la importancia de disponer de datos de operación reales de plantas de electrólisis para poder dimensionar correctamente las plantas.

Aitor expuso que Bosch, aparte de disponer de un PEM 1,25 MW, tiene a las pilas de combustible para la movilidad como estrategia principal en el ecosistema del hidrógeno. Ya que, su bagaje histórico les hace fuerte en la fabricación en serie. Por lo que, se puede resumir que cada tecnólogo da una solución que se adapta a un tipo de proyecto (presión hidrógeno, variabilidad de electricidad, espacio disponible…), descartando de este modo las generalidades para el sector.

Por otra parte, Agustín Torralba de Alfa Laval, mencionó que el 46% de los proyectos de hidrógeno están ubicados en regiones con gran estrés hídrico para 2040. Por lo tanto, un riesgo a considerar al dimensionar una planta de 100 MW de electrólisis es que necesita disipar unos 30 MW de energía térmica. Lo que supone un gran desperdicio energético, aunque desgraciadamente, se considera de baja calidad porque no es de alta temperatura. Durante su intervención estudió las alternativas disponibles para la refrigeración en una planta de grandes dimensiones, siendo necesario en alguno de los casos soluciones hibridas para adaptarse a los requerimientos del agua del emplazamiento.

En lo que respecta al recurso eléctrico varios apuntes interesantes. El primero el visibilizado por Javier Revuelta de la consultora AFRY, la necesaria exención de peajes y cargos (≈ 10 €/MWh) a la electricidad que se destina a la generación de hidrógeno, acción que ayudará a viabilizar ciertos proyectos. Javier estima que muchos costes del pasado cobijados en el concepto cargos actuales desaparecerán en los próximos años, por lo que, en una tendencia bajista de los peajes y cargos, no debería de ser costoso para las autoridades aplicar dicha exención.

Por otra parte, se muestra partidario del enfoque descarbonizado, más allá de la obsesión actual de únicamente renovable. La generación de electricidad de origen nuclear no emite CO₂, y por motivos regulatorios, en el futuro un electrolizador puede verse avocado a bajar carga por el asunto de adicionalidad y correlación temporal asociado, exclusivamente, a las renovables.

Jose Manuel Manrique de Repsol expuso la estrategia de aprovisionamiento eléctrico para los proyectos de hidrógeno en sus complejos industriales. La compañía busca energía para todos los proyectos en su conjunto, no individualmente para un proyecto, con la orientación hacia la diversidad de suministros con PPAs repartidos por toda la península ibérica. Pero sin descartar comprar energía renovable en el mercado diario si las condiciones son favorables.

El segundo día del evento comenzó con una revisión de las ayudas concedidas al hidrógeno renovable por parte de Sara Perez de IDAE. Aquí os dejo el resumen del estado actual de la convocatoria de la componente 9 del PRTR.

Aparte de las ayudas descritas arriba, el mayor presupuesto de la historia repartido por el IDAE ha sido para la línea de Clúster o Valle de hidrogeno renovable (Componente 31 de REPower EU), donde se han repartido 1.214 M€ para financiar plantas de hidrógeno superiores a 100 MW. Seguidamente, podéis ver la resolución provisional a fecha 21 febrero 2025, donde se van a financiar 2.278 MW de electrolisis, que permite ayudar a acercarnos a los objetivos de 2030.

Por otro lado, Javier García Fernández de la Comisión Europea estuvo hablando sobre el Banco Europeo del Hidrógeno. Ya que, el 20 febrero de 2025 se cerró la segunda subasta con 1.200 M€ de presupuesto, presentándose 61 propuestas, 8 de ellas vinculadas al sector marítimo.

Javier destacó que se ha adelantado el cierre financiero (FID) a 2,5 años para garantizar una mayor seriedad de los proyectos y que en 5 años deben entrar en operación desde la firma de la subvención. Cabe destacar que la financiación ofrecida por el BEH es la única que ayuda al OPEX, otorgando una prima fija de €/kg H₂ producido que se para 2 veces al año. Aunque, bajo mi punto de vista personal, la prima en la primera subasta (0,37-0,48 €/kg H₂) es completamente irreal. Para conocer las primas de la segunda subasta deberemos esperar a finales de mayo para conocer los financiados por la Agencia Ejecutiva Europea de Clima, Infraestructuras y Medio Ambiente (CINEA). Se espera que los acuerdos de subvención se firmen a más tardar en noviembre de 2025.

La Comisión ha incluido un matiz de carácter proteccionista en este mecanismo, la propuesta subvencionada no puede superar el 25% los electrolizadores de origen chino. Es decir, la celda no puede ser producida en china, ni haber recibido el tratamiento superficial, ni haber sido ensamblada para que la financiación sea válida. Aunque se ha dejado un resquicio para que un fabricante (OEM) chino pueda instalarse en Europa y hacer el stack de electrolisis dentro de la Unión.

En lo que respecta al panel de discusión formado por representantes de bancos nacionales, con Urbano Troncoso de Santander y Dorian de Kermadec BBVA, valoraron diversas estrategias y modelos contractuales de la financiación privada. Ambos confluyen en la idea de que existen tres arquetipos de proyectos:

1. Consumidor de hidrógeno localizado,

2. Proyecto a gran escala para exportar los derivados de amoniaco y metanol

3. Verticalmente integrados, donde el producto final es un acero verde, combustible sintético o fertilizante.

Sin embargo, cuanto mayor sea la complejidad de proyecto, más difícil será obtener una financiación bancaria sobre todo el conjunto. Hoy en día, los proyectos se basan en subvención y en equity. Pero en proyectos verticales donde, por ejemplo, un proyecto de fabricación de metanol renovable necesita diversos paquetes asociados a energía renovable, planta de electrolisis, gestión de CO₂ y generación de metanol. Para lograr la financiación, es mejor fraccionarlo, sino el due diligence que hará la entidad será inmenso.

Así mismo, no solo es importante fijarse en el beneficio esperado, sino también en una capa más profunda como, que variabilidad de cash flow va a tener ese proyecto. Ya que, si vendemos el producto final a precio fijo, pero estamos sujetos a una variabilidad del precio de la electricidad, pueden existir periodos donde nos falta caja, y se sufra financieramente.

Posteriormente, Jordi Espinar de TÜV SÜD llevó a cabo una presentación centrada en la seguridad en una plata de hidrógeno. Jordi destacó que la autoridad competente en cada caso podrá exigir un Análisis Cuantitativo de Riesgos (ACR), cuando así lo considere oportuno, en función de las circunstancias específicas del entorno, instalaciones, procesos y productos de la actividad industrial, con el objetivo de tomar decisiones de cara a una correcta planificación urbanística.

Vanesa Cabello de Moeve presentó el “Anillo de hidrógeno”, una analogía para englobar a modo de colector todo el hidrógeno que se producirá en el Energy Park de la compañía en Huelva, tanto de origen electrolítico como de bajo carbono. Este hidrógeno será la materia prima que empleen los procesos productivos de la zona como la nueva planta de biocombustibles o Fertiberia que se encuentra en la parcela contigua.

Luis Carlos Correas de Fertinagro indicó que el amoníaco es la segunda commodity más comerciada en el mundo (20 MTn/año), solamente por detrás del ácido sulfúrico. Actualmente, más del 40% del amoniaco y urea provienen de fuera de la Unión Europea. Considera que la implantación de cuotas en los fertilizantes verdes ayudaría al sector a avanzar, aunque asegura que el sector primario tiene mucha fuerza en España como se ha visto recientemente en las huelgas del campo, tras la solicitud de que lleven un cuaderno del nitrógeno empleado. El tiempo dirá si una ampliación del Mecanismo de Ajuste en Frontera por Carbono (CBAM) que cubra el amoniaco ayudará al sector a forzar su derivado sostenible.

Juan Peñalver de BP le sorprende que en España no exista ningún mecanismo de Contrato por Diferencias (CfD), a pesar de que tienen un coste elevado, podría ser una herramienta útil si está acotada en el tiempo. Juan considera que la base de cualquier mecanismo tiene que ser el incentivo, nunca la penalización, más si cabe en una coyuntura como la actual donde el riesgo de deslocalización de los industriales es tan alto.

Mayte Nonay de Enagás explicó los tres proyectos con categoría de Proyectos de interés Común (PCI) aprobados sobre la infraestructura de hidrógeno española, que tienen fecha de puesta en marcha 2030. La red de PCI se estima que tendrá 2.600 km, siendo 21 % tramos de gaseoductos reutilizables. La infraestructura contará con 3 estaciones de comprensión y 2 almacenamiento subterráneo.

En lo que respecta al transporte terrestre, Armando Anson de CAF destacó, que su filial Solaris, ha puesto 800 autobuses de hidrógeno en Europa y tiene en cartera de pedidos otros 800. Resulta obvio, que la tecnología es madura, sino no existirían tantos en circulación en la Unión, siendo los mercados más habituales Alemania e Italia.

El hidrógeno puede ser un complemento adecuado para la flota que no pueda electrificarse. De hecho, Miguel Ángel de Alsa mencionó que su compañía podrá electrificar el 60 % de su flota. Aunque deberá superar al Hydrotreated Vegetable Oil (HVO), biocombustible cero emisiones netas, producido a partir de residuos (a partir de aceite reciclado y grasas naturales, procedentes principalmente de fuentes como el aceite de cocina usado). Ya que, el HVO es un producto que cumple con todos los requisitos técnicos que garantizan su uso en los vehículos existentes, sin necesidad de realizar ninguna modificación.

Raúl Rodríguez, presidente de la Asociación Española del Amoniaco Renovable, finalizó su intervención con el señalamiento de los diversos centros logísticos repartidos por el perímetro de la península ibérica. La conectividad, y potencial exportador de derivados del hidrógeno, que nos ofrece un país que vierte aguas a dos orientaciones, como son el mar Cantábrico y Mediterráneo, debería provecharse.

Antes de finalizar con los premios que se repartieron en el congreso de Renmad Hidrógeno 2025, me gustaría ofrecer mi visión sobre el sector. Evidentemente, la burbuja de expectaciones que se formó en 2021 ya ha explotado, y sinceramente, es lo mejor que le podía haber pasado, no era sano. El sector sólo va a mantener dentro del juego a los más expertos y/o a los que más necesidad de descarbonización tengan.

Actualmente, y parafraseando como se mencionó durante el congreso, “cada vez que se levanta una piedra, sale un escorpión”. La regulación actual es compleja, y parece que muchos de los proyectos que recibieron financiación del IDAE puede que no desarrollen proyectos porque no habían dimensionado correctamente el proyecto. Todo parece indicar, que los grandes industriales del país, compañías con gran musculo financiero, serán las primeras en construir plantas de hidrógeno. Tras esos primeros proyectos a gran escala estaremos en disposición de valorar si el ecosistema del hidrógeno renovable ha venido para quedarse o es, simplemente, una mera moda.

Aquí os dejo a los ganadores:

-Proyecto de hidrógeno renovable del año: Hub La Isla H₂

-Promotor H₂ del año: REPSOL

-Fabricante de electrolizadores del año: H2B2 Electrolysis Technologies

-Innovación en H₂ renovable del año: H2Frit de ANFFECC

-Premio a la mujer en H₂ renovable del año: Vanesa Gil - Fundación Hidrógeno Aragón y ARAID

-Premio a la personalidad de H₂ renovable del año: Ager Prieto Elorduy - Sener & Author "Energy Analysis".

Quien no sepa de lo que hablo, me estoy refiriendo a la discusión pública que han tenido Volodymyr Zelensky, presidente de Ucrania, con Donald Trump, presidente de Estados Unidos y su vicepresidente, JD. Vance. En el siguiente link del medio de comunicación británico, BBC, podéis ver la secuencia completa.

La situación es de un bochorno de tal calibre, que la embajadora de Ucrania en los Estados Unidos, Oksana Markarova, presente en la sala con el resto de los periodistas tenía esta cara. Un gesto de este estilo deja a Ucrania contra las cuerdas, y Oksana sabe perfectamente que lo que está viviendo es una sentencia pública a su país.

Presumiblemente, este tipo de momentos de tensión sea habituales entre bastidores, pero siempre a puerta cerrada. Lo sorprendente de todo esto es que, es la primera vez que ocurre una situación de esta naturaleza de cara al exterior, con una decena de periodistas apuntando con sus objetivos y retrasmitiendo en directo el momento.

Cabe destacar que en las relaciones internaciones y la diplomacia, precisamente, las formas y la puesta en escena cobra una relevancia sustancial, donde reina la sutileza. No obstante, el recién nombrado presidente de los Estados Unidos parece no importarle la imagen que proyecta su Administración, y sigue explotando su faceta de showman, con el estilo que le catapultó en la televisión americana con su reality show “The Apprentice”. La serie se emitió por primera vez el 8 de enero del 2004 y sirvió a Donald Trump durante 10 temporadas para labrarse una imagen de empresario exitoso. Hecho muy en entredicho en su época, debido a la bancarrota de su conglomerado de hoteles y casinos unos años antes.

Esta escena vivida en la Casa Blanca puede no ser un hecho aislado, hay quien asegura que la ruptura irá más allá, implicando a la Unión Europea y la OTAN, y como dice el refrán, “cuando las barbas de tu vecino veas cortar, pon las tuyas a remojar”. Personalmente, lo que me ha quedado claro es que Estados Unidos ha dejado de ser un aliado fiable. Efectivamente, los europeos notaremos las consecuencias en primera instancia, sin embargo, será Estados Unidos quien las note con mayor intensidad, cuando necesite apoyo en su cruzada contra su homólogo chino. Dado que, hasta ahora, el posicionamiento exterior de la primera potencia del mundo era consensuada entre los republicanos y demócratas, sin embargo, bajo el 47º mandato presidencial parece que esa sintonía se ha roto y D. Trump ha decidido ir por libre.

Sin embargo, ¿Qué ha podido ocurrir para que semejante situación se haya producido? Voy a tratar de profundizar retrotrayéndome hasta noviembre de 2011, cuando Estados Unidos bajo la administración de Barack Obama anunció el “Pivot to Asia”. El gran rival geopolítico de los norteamericanos, por población y capacidad económica, es China. Aunque históricamente, la pugna ha sido entre EE.UU. y Rusia, primogénito de la antigua URSS, el país es consciente que arrinconar a Rusia solamente llevará a Rusia a caer en los brazos de China. Por corolario, hará más fuerte a su archienemigo.

Desde el inicio de la guerra de Ucrania, Estados Unidos ha aportado más de 350 mil millones de dólares, en ayudas directas y armamento militar a Ucrania. Voy a hacer un pequeño inciso relevante a mi juicio, los dólares los imprime la Reserva Federal de Estados Unidos, por lo que, los billetes verdes son relativamente fáciles de generar. Dicha facilidad subyace de que el dólar estadounidense dejó de estar respaldado por el oro en la Conferencia de Bretton Woods en 1971 por el 37º presidente Richard Nixon. Al fin al cabo, el patrón oro era un sistema monetario que fijaba el valor de la unidad monetaria en términos de una determinada cantidad de oro.

Todo el mundo desde aquel fatídico 24 de febrero de 2022 sabía que Rusia iba a ganar la guerra. Hecho que se ha postergado a base de apoyo militar occidental, ayudas económicas a Ucrania y sanciones a Rusia. Hoy en día, la guerra de Ucrania está encallada, y Trump prometió acabar con ella durante su mandato. A base de repetir hasta la saciedad, los asesores de la campaña de D. Trump han tratado de proyectar una imagen de negociador duro con un enfoque muy transaccional de las relaciones.

El 12 de febrero de 2025, en Kiev, el secretario del Tesoro de Estados Unidos, Scott Bessent, presentó al presidente Zelensky el primer borrador de un acuerdo de cooperación en materia de minerales. El acuerdo preveía que el 50 por ciento de los ingresos de Ucrania por la explotación de minerales y recursos naturales se destinarían a Estados Unidos como pago por el apoyo militar previo a la guerra contra Rusia. Esto incluiría no sólo los ingresos de la minería de tierras raras, sino también “todo el valor económico asociado a los recursos de Ucrania”, incluidos el uranio, el litio, el petróleo, el gas e incluso algunos ingresos portuarios. El acuerdo también especificaba que las empresas estadounidenses debían poseer el 50 % de los depósitos de elementos de tierras raras de Ucrania.

Para los más profanos en las ciencias, las tierras raras son elementos de la tabla periódica, 17 concretamente: escandio, itrio y los 15 elementos del grupo de los lantánidos (lantano, cerio, praseodimio, neodimio, prometio, samario, europio, gadolinio, terbio, disprosio, holmio, erbio, tulio, iterbio y lutecio). Tienen el nombre de “tierras”, ya que, aparecen en los yacimientos en forma de minerales, generalmente, en sus óxidos metálicos correspondientes. Su importancia radica en que se emplean en pequeñas cantidades en gran parte de la tecnología que hace rodar nuestra sociedad, ya sea desde la informática, energías renovables, a defensa… Análogamente, no son “raras”, sino que la mayoría de ellas son difíciles de encontrar en grandes concentraciones lo que complica el proceso de extracción y refino.

Ucrania ha sido descrita durante mucho tiempo como una potencia minera crítica. Antes de la invasión rusa de 2022, Ucrania registró 20.000 depósitos (8.700 de ellos probados) de minerales que contienen mena, incluidos 117 de los 120 metales y minerales más utilizados a nivel mundial. Según un informe del Servicio Geológico de Estados Unidos de 2018, Ucrania estuvo entre los principales productores mundiales de varios minerales en 2017. Ucrania fue el tercer productor clasificado de galio (1,3% de la producción mundial) y rutilo (12,3%); el quinto productor clasificado de esponja de titanio (4,4%), grafito (2,2% ) y bromo (1,3%); el séptimo productor clasificado de mineral de hierro (2,5% ) y mineral de manganeso (4,2%); el octavo productor clasificado de caolín (4,9% ) y magnesio metálico (0,8%); el noveno productor clasificado de ilmenita (4,2%) y arrabio (1,7%); y el undécimo productor de bentonita (1,0%), turba (2,1%) y acero bruto (1,2% de la producción mundial).

Existe un precedente de un acuerdo, aunque de una naturaleza diferente, conocido como el acuerdo Sino-Congolaise Des Mines (Sicomines), firmado en 2007. Este acuerdo de recursos por infraestructura concedió a un consorcio de empresas chinas, representadas por CREC y Sinohydro, acceso a cobalto, cobre y otros minerales a cambio del desarrollo de infraestructura. China comprometió aproximadamente 3.000 millones de dólares a proyectos de infraestructura, asegurando los derechos mineros de los yacimientos cerca de Kolwezi en el sureste de la República Democrática del Congo (RDC), valorados en unos 93.000 millones de dólares. En ese momento, era la única manera de que la RDC consiguiera el capital necesario para construir infraestructuras. El final era esperable, sí, la República Democrática del Congo salió perjudicada.

Así pues, la escena vivida en el despacho oval de la Casa Blanca no es más que un paso extra en la creciente presión a Zelensky para que firme el acuerdo actual. Sobre el presidente ucraniano recae ahora un peso desorbitado, ya que, sin la ayuda de los Estados Unidos la guerra se decantará de manera brusca hacia Rusia. Sin embargo, hipotecar el futuro de la nación ucraniana cediendo los derechos sobre más del 50% sus materiales críticos le condenarán de manera fastuosa a los anales de la historia.

Por otra parte, el posicionamiento radical de Estados Unidos enfocado a las tierras raras, no hace más que alimentar uno de mis recientes informes titulado “Donald Trump, Europa y la energía”, donde argumentaba a contracorriente, que el recién nombrado presidente americano iba a posicionarse para ser líder en las energías renovales, más allá de las primeras impresiones del “Drill, baby, drill”, porque la inercia del país era clara al respecto de la transición energética, ser capitán del transatlántico, no pasajero.

Por último, la Unión Europea tiene la oportunidad magnífica de erigirse como líder en este momento de zozobra, divergiendo de la actitud colonial tomada por su “aliado” transatlántico, y apoyando a Ucrania en un momento tan crítico como el actual. Para ello, debe salir del piloto automático en la que está inmersa desde hace años y tomar las riendas en el caso Ucrania. Donde, debido al posicionamiento geoestratégico de Ucrania, Europa puede beneficiarse entrelazando sus raíces con el país, nunca mejor dicho.

Por mucho que nos cueste admitir, el petróleo es la materia prima más esencial para el ser humano hoy en día. Dado que no solo aporta energía, sino que es la base de muchos productos esenciales para la vida cotidiana. Hace varios años escribí un artículo donde ponía en valor la resiliencia de las refinerías, exponiendo el caso de una refinería cercana como es Petronor (Grupo Repsol).

Petronor, S.A., desde su creación en 1968, ha ido encadenando sucesivas adaptaciones para evolucionar con los requerimientos del mercado. Tal es el caso, que el objeto principal de su nacimiento fue suministrar fuel oil a las plantas de generación eléctrica, llegando a acaparar más de la mitad de su producción. No obstante, cuando se democratizó el uso del vehículo ligero, dicha misión se fue transformando para cubrir la necesidad creciente de combustibles líquidos ligeros.

En el año 2000 la refinería incluyó otro proceso pionero a nivel nacional, en este caso, para la eliminación del plomo tetraetilo de las gasolinas, siendo este último muy relevante, tal es así, que hoy en día aun se utiliza como expresión “gasolina sin plomo”.

La compañía presidida por Emiliano López Atxurra ha navegado periodos donde la gasolina ha sido predominante en los motores de combustión interna, así como, épocas más recientes donde el mercado se ha “dieselizado”. Por todo ello, la bautizó como la compañía en eterno movimiento. Parece que sus múltiples salidas de la zona de confort parecen no acabarse por ahora.

Evidentemente, las refinerías deberán protagonizar un proceso de metamorfosis digno de la novela de Franz Kafka. El motivo dudo que se le escape a ningún lector, el crecimiento de la población y el aumento del consumo asociado a un mayor nivel de vida han provocado un aumento de las emisiones antropogénicas de dióxido de carbono (CO₂) que no pueden ser absorbidas por los ciclos geológicos y biológicos naturales del carbono.

Como podéis apreciar en la siguiente infografía, una refinería en la actualidad depende casi exclusivamente del crudo de petróleo para sacar una variedad de productos. Principalmente, los productos logrados están destinados a satisfacer las demandas relacionadas de las distintas modalidades de transporte, ya sean, terrestre, aéreo o marítimo.

Aunque históricamente la proporción de productos químicos derivados del petróleo ha sido bajo, en comparación con el volumen de combustibles líquidos destinados al transporte, es muy probable, que con el paso del tiempo las refinerías vuelva a adaptar su producto a las necesidades de la sociedad, desplazándose más hacia los productos petroquímicos. Esta migración tendrán un gran efecto sobre el medio ambiente, porque en el esquema de hoy en día, la mayoría de los átomos de carbono que ingresan a una refinería en la actualidad terminarán emitiéndose como CO₂, debido a la combustión del producto.

Volviendo al ejemplo de Petronor, la compañía está migrando hacia un refinería baja en carbono. Donde las corrientes de entrada a la planta sean de una naturaleza diferente, no solo centrándose en crudo de petróleo que llega por vía marítima a través del Puerto de Bilbao, sino que se diversifique hacia residuos de plásticos, biomasa, aceites reciclados, biogás y mucha energía renovable.

Personalmente, veo muy plausible que las refinerías acaben centralizando la gestión del CO₂ de las regiones adyacentes. Es decir, conectándose mediante gaseoductos con las principales industrias intensivas en emisiones, y alcanzando acuerdos de devolución de dióxido de carbono. De esa manera, las refinerías puedan asegurarse parte de sus necesidades basales, a la par que se vuelven a ubicar en el centro como plantas imprescindibles para la sociedad. Por que quien crea que en 2050 habremos dejado de emitir CO₂ a la atmósfera está muy equivocado.

Tras completar la transición energética, el CO₂ permitiría ampliar el abanico de procesos químicos que se lleven a cabo en las refinerías. La línea de proceso verde muestra la ruta principal del proceso para convertir CO₂ en combustibles de hidrocarburos sostenibles. Las líneas discontinuas indican que la conversión de biomasa y desechos plásticos puede producir CO₂ que se puede utilizar en el tren de combustibles. Las moléculas funcionales son, por ejemplo, aromáticos, oxigenados, aminas. Al fin al cabo, la siguiente infografía no dista mucho de la anterior, simplemente, se profundiza un poco, sacando a relucir la importancia de la ingeniería y de la química en el futuro de la sociedad.

Sin embargo, para que la transformación arriba descrita pueda efectuarse. ¿Cuáles son las condiciones de contorno que deberían cumplirse?

Dado que en un escenario donde la producción de combustibles líquidos se lleven a cabo de manera sostenible, la generación de energía renovable debe ser inmensa. Principalmente, cuanto más sofisticada se hace una refinería más hidrogeno consume. En los últimos 50 años, el consumo de hidrógeno por tonelada de crudo de petróleo ha pasado de 2 kg H₂ en 1970 a superar los 8 kg H₂ por cada T de crudo tratado dentro de las refinerías en 2020.

En el caso de España, de las 500.000 toneladas de hidrógeno anuales que se consumen, más del 70% provienen de las refinerías. En la siguiente imagen podéis observar los usos que tiene el hidrógeno actualmente en una refinería.

Es por ello, que los trabajadores de las refinerías están muy habituados a términos como hidrodesulfuración (retirada de azufre), hidrocraqueo (romper los hidrocarburos de cadena larga, de poco valor añadido, para obtener moléculas más cortas (como gasolina o keroseno), hidrogenaciones (eliminar los enlaces dobles de los hidrocarburos) o hidrodeoxigenación (retiradas de oxigeno).

Por lo tanto, tras todo lo previamente expuesto, las “petroleras” están en un proceso claro de convertirse en compañías multienergía. Dicho posicionamiento es muy visible no solo con movimientos como el reciente cambio de nombre de Cepsa (Compañía Española de Petróleos, S. A) por Moeve, como por la compra de activos renovables para sus futuras necesidades. En la siguiente infografía se recogen los datos de la inversiones llevadas a cabo entre 2015-2021 en materia de energías renovables por las principales compañías de petróleo del mundo.

La tendencia es clara, las antiguas petroleras están destinadas a transformarse en compañías multienergía. A la contra de lo que muchos creen, las refinerías y complejos petroquímicos asociados actuales ya abastecen de más productos que solamente combustibles líquidos. Como, por ejemplo, materias primas esenciales para polímeros (plásticos, resinas, fibras), detergentes, revestimientos, productos químicos para la construcción y medicamentos. Pero aún están en metamorfosis hasta alcanzar el estadio final. En un futuro a medio plazo, las refinerías agregarán combustibles sintéticos fruto del uso de CO₂ y H₂, biocombustibles o incluso hidrógeno renovable directamente a las industrias que así lo deseen.

Cabe resaltar que es muy probable que las refinerías del futuro sean más pequeñas, tanto en capacidad de procesado como en plantilla activa. Esa reducción en tamaño irá acompañada de un aumento en la eficiencia energética y en mayores necesidades externas para proseguir su actividad. Las refinerías impulsarán el desarrollo de la ciencia y la tecnología para poder acometer con éxito la evolución que se les viene.