«Estudiamos más inversiones de hidrógeno verde en Asturias»

–Decía en la presentación que la planta podrá servir como elemento transformador e impulsar la descarbonización del entorno, ¿en qué consiste el proyecto y qué impacto tendrá en Asturias?

–La integración con la transición energética asturiana es múltiple. Por un lado, va a generar combustibles verdes, o sea que Asturias se va a convertir en productora no solo de hidrógeno verde, sino de combustibles derivados de él. Se trata, por tanto, de implantar en la región una nueva actividad 100% dedicada a la nueva economía descarbonizada, pero la integración del proyecto en la descarbonización de la región también se produce por el hecho de que puedes dar salida al vector energético adicional que pueda ser generado en otras instalaciones por parte de diferentes empresas o actores. Hoy el reto es encontrar un consumo viable. Queremos adquirir hidrógeno de terceros y creemos que se puede ayudar a acelerar y a viabilizar otras inversiones además de la nuestra. Otro ángulo en el cual Musel GreenMet favorece la descarbonización de la economía asturiana es el uso de CO2 previamente capturado. Puede haber múltiples fuentes de dióxido de carbono en Asturias que terminen abasteciéndonos.

–¿Por qué Gijón?

–Para producir combustibles verdes como el metanol, primero necesitas hidrógeno. Y para conseguirlo, a su vez, hacen falta dos cosas: agua y electricidad renovable. El agua aquí supone un reto menor que en otros lugares, y en las cercanías del puerto hemos conseguido tener acceso a la red de energía renovable. Eso por un lado, pero después para producir ese combustible renovable hace falta dióxido de carbono. Asturias cuenta con un 'hub' de CO2 de diversos orígenes y en particular de procedencia biogénica. Gijón tiene todos esos elementos.

–¿Qué importancia tienen la logística y las infraestructuras de la zona?

–La ubicación de El Musel, con interconexión internacional por vía marítima, ferroviaria y por carretera facilita que el metanol termine exportándose a los 'hubs' de 'bunkering' de combustibles. Luego, Gijón es uno de los nodos principales de la futura red de transporte de hidrógeno 'H2Med'. Cuando esa infraestructura esté disponible podremos ampliar la capacidad de producción de la planta. Es decir, ya no necesitaremos ampliar su producción sino que podremos traerlo de fuera a menor coste y procesarlo aquí.

–La red troncal no está prevista hasta 2030, ¿la idea es producir más hidrógeno en los primeros años?

–Sí. El H2Med aportará valor al proyecto cuando contemplemos una ampliación. De momento, esa capacidad de 100.000 toneladas al año de metanol que estamos tramitando se tendrá que alimentar con hidrógeno producido en Asturias, en parte en nuestras instalaciones, pero no será suficiente y tenemos intención de consumirlo procedente de otras localizaciones de la región. Cuando queramos ampliar la capacidad de metanol sí utilizaremos la red troncal.

–¿Estamos tecnológicamente preparados para el proceso de captación de CO2? ¿Será rentable de cara al arranque en 2027?

–Hay varios tipos de tecnologías de captura de CO2 disponibles, pero uno de los retos es acompasar el desarrollo de Musel GreenMet con el de nuevas infraestructuras de captura. De alguna manera, los proyectos se necesitan unos a otros y esto pasa mucho en transición energética. Por eso no concebimos la planta para competir con nadie, sino para que pueda contribuir a que otras inversiones también salgan adelante. A día de hoy se está emitiendo CO2, pero nadie lo está capturando. Hay varias fuentes en Asturias alrededor del proyecto a distancias viables y lo que necesitamos es que alguna de ellas se concrete. Estamos trabajando para ello, para poder abastecernos y cubrir esas 140.000 toneladas

–¿En qué situación están esas negociaciones con la industria del entorno?

–Tenemos acuerdos de colaboración firmados con varias de esas fuentes, cartas de intención, memorandos de entendimiento, incluso 'term sheets' u hojas de términos principales de los contratos, que ya están circulando entre las partes para ir aterrizando las condiciones técnicas en las que se tiene que suministrar el CO2 y unos rangos de precios que se concretarán más adelante cuando avancen las negociaciones.

–¿Cómo de cerca tiene que estar esa industria para utilizar su CO2?

–Yo creo que un radio aproximado de 80 o 100 kilómetros desde El Musel, dependiendo de las conexiones que existan entre los puntos donde se origina el dióxido de carbono y el puerto. El CO2 se puede capturar donde se produce, se licua y se transporta, por ejemplo, por vía férrea hasta el puerto y allí lo consumimos nosotros. Hay varias soluciones para eso.

–¿Qué papel puede jugar la regasificadora de El Musel?

–Eso depende de Enagás y no me quiero meter en sus planes, pero como ingeniero y como desarrollador de negocio, viendo que todo el mundo está mirando cómo abordar la transición energética, una regasificadora podría optar en el futuro a diversificarse como una terminal donde se gestionen otras moléculas, no solo la de gas. Se pueden aprovechar esas instalaciones para almacenar a lo mejor CO2 licuado o combustibles verdes. Y sin duda, la ubicación en el puerto va a favorecer esos planes

–¿Existe la posibilidad de que HyFive explore nuevos proyectos en el Principado?

–Hay otras inversiones en diversos grados de desarrollo en Asturias. Este no es el primer proyecto que estudiamos, aunque sí el más representativo y el más ambicioso. Hay usos del hidrógeno orientados a inversiones un poco más modestas que se pueden plantear, como el uso para temas de movilidad, que se moverían en el entorno de 1 o 5 MW para abastecer a algunos vehículos de transporte de personas o mercancías. De ese modo, poco a poco se puede ir generando la infraestructura asociada al sector de movilidad, pero todavía están en fase de estudio.