Imperfecciones necesarias de la transición hacia la Transición

Una vez hayamos transicionado energéticamente, moveremos los vehículos, la industria y la economía a partir de recursos inagotables como el viento, el sol, el agua, la biomasa, la geotermia, y otras renovables disponibles en el futuro a costes razonables. No malgastaremos energía por hogares mal aislados o máquinas ineficientes. La digitalización y mayor información nos permitirá adaptar nuestros consumos a los momentos de más sol y viento sin perder calidad de vida, con ayuda de un almacenamiento cada vez más barato. Respiraremos un aire no contaminado puesto que sólo emitiremos vapor de agua; morirá menos gente por problemas de salud derivados las emisiones de gases contaminantes, y por menor frecuencia de catástrofes naturales; habrá menos migraciones masivas por falta de agua y aumento del nivel del mar; mataremos menos especies en peligro de extinción...

En este nuevo mundo transicionado, habrá nuevos jugadores que hoy ya asoman las orejas, o incluso ya tienen una presencia relevante, como por ejemplo los mencionados vehículos eléctricos (VE) y las bombas de calor. También, desde hace bien poco, se habla del hidrógeno verde como el nuevo vector energético, que será el que permita llevar la energía del viento y el sol a los vehículos terrestres, barcos e incluso aviones, así como a las fábricas que necesitan temperaturas elevadas en sus procesos productivos.

Todo lo anterior no es sólo necesario, sino también es posible. Y no sólo es posible, sino que numerosos estudios demuestran que esta transición es coste-efectiva, principalmente por las previsiblemente costosísimas consecuencias del cambio climático en forma de muertes, catástrofes naturales y migraciones.

El problema es que, en la medida en que no hay todavía consenso sobre algunos aspectos relevantes de ese nuevo mundo transicionado, es especialmente complicado cambiar de rumbo sin saber con certeza qué rumbo poner. ¿Volarán los aviones con hidrógeno, o con otros biocombustibles no derivados del petróleo? ¿Serán los camiones de pila de combustible de hidrógeno, o serán eléctricos con baterías de recarga rápida y reciclables? ¿Verá la luz comercial la energía nuclear de fusión? Y en concreto en España, ¿debemos instalar cuanto antes baterías con unas pocas horas de almacenamiento, o lanzar un plan más lento de bombeos hidráulicos con capacidad estacional, o no hacer nada hasta que nos salgan las renovables por las orejas? ¿Debemos construir nuevas redes de transporte de hidrógeno fabricado donde haya sol y viento, o fabricar el hidrógeno in situ y que viaje la energía eléctrica para alimentar los electrolizadores que producirán dicho hidrógeno?

Ante estas muchas preguntas, deben interactuar el sector privado y el sector público para tratar de minimizar los errores del tránsito. El sector privado debe invertir en i+D, movido por visionarios/inconscientes que apuestan su esfuerzo y dinero para anticipar algunas piezas del puzzle futuro, y sólo ocasionalmente logran dar con una solución viable técnica y económicamente (mi máxima admiración, tanto para los emprendedores y empresas que lo logran, como sobre todo para los que no y siguen aportando su esfuerzo). Por su parte los poderes públicos no sólo debe dotar de recursos al i+D, sino sobre todo allanar el camino regulatorio, con pasos valientes y por supuesto bien formados y razonados, soportados por estudios rigurosos prospectivos. Tratando lógicamente de minimizar pasos en falso, pero conscientes de que la transición hacia la Transición será necesariamente imperfecta.

Los vehículos terrestres serán probablemente íntegramente eléctricos, o quizás una parte de ellos utilizará hidrógeno como combustible. Pero a día de hoy, no existe potencia instalada renovable suficiente para que se recargasen todos los vehículos de España si éstos fuesen eléctricos: toda la energía renovable de que disponemos cubre un 44% de la demanda de electricidad ya existente, en la que los vehículos eléctricos son absolutamente despreciables (cada millón de VE incrementará en 1% el consumo eléctrico nacional actual, y hoy apenas contamos con algo más de 0,1 millones y 2% de la cuota de ventas). Es más, los pocos VE que circulan hoy, en su mayoría gracias a ayudas públicas relevantes, muy generalmente se cargan con energía eléctrica que ha emitido CO~2~ al quemar gas natural o incluso carbón. Existen muy pocas horas en que realmente podamos decir que se han cargado con energías renovables. Pero no podemos esperar a tener renovables sin demanda de VE, ni demanda de VE sólo con renovables. Tenemos que empezar con VE semi-limpios, por más que hoy por hoy realmente emitan CO~2~. También los puntos de recarga públicos, por los que pasa un cliente de Pascuas a Ramos, precisan de ayudas para convertir en económicamente viable lo que hoy es inviable, hasta que en unos años exista una gran masa de electro-usuarios cotidianos.

Esto son imperfecciones que el regulador y el ciudadano pagador de impuestos deben asumir para empezar a transicionar.

Me preocupan también algunos aspectos de la nueva vorágine del hidrógeno verde. Existen las dudas de si determinadas demandas actuales de gas o gasolina optarán por electrificarse o por ‘hidrogenizarse’, con costes de adaptación elevados y muy diferentes, y previsión de futuros costes de aprovisionamiento diferentes también. Pero ahí no acaban las dudas, porque el hidrógeno podrá producirse de varios colores, gris (por reformado de metano sin captura y almacenamiento del CO~2~ emitido en el proceso), azul (igual pero capturando el CO~2~ emitido), o verde (por electrólisis de agua utilizando energía eléctrica renovable). Y por último, el hidrógeno verde puede producirse con electrolizadores conectados a la red de transporte (‘on-grid’) o desconectados de la red y acoplados directamente a plantas renovables dedicadas (‘off-grid’).

El problema del hidrógeno verde off-grid que promulgan algunos, tanto en el sector privado como a nivel político, es que la amortización del electrolizador queda muy penalizada por bajos factores de producción eólica o solar de típicamente 20% a 35% de recurso a plena carga, y mucha volatilidad de producción, sólo para esquivar peajes de acceso a la red y garantizar un color verde puro en su producción. También presentan el problema de que si electrolizador y planta renovable deben estar muy cerca con una línea eléctrica dedicada, o bien escogemos (a) un emplazamiento próximo al consumo de hidrógeno o bien (b) un emplazamiento próximo al buen recurso eólico/solar para abaratar al máximo el coste de producción del hidrógeno que ya es suficientemente caro de por sí.

La opción (a) descarta proveer de hidrógeno verde a todos los lugares sin buen sol o buen viento, y además dificulta mucho el proveer a cualquier negocio de un suministro estable de hidrógeno que no dependa de los caprichos del clima, a su vez con necesidad de sobredimensionar y almacenar costosamente todo el sistema para momentos sin sol o viento. La opción (b) implicaría nuevas costosas redes de hidrógeno (y con largos años de desarrollo!) para llevarlo hasta el consumo. Existe la posibilidad técnica de mezclar hidrógeno en las redes de gas natural hasta un determinado porcentaje energético relativamente bajo, para reducir marginalmente las emisiones en la quema del combustible; no obstante el gobierno ha dejado claro que no dará prioridad a esta alternativa, sino a priori a la producción de hidrógeno junto al consumo.

En mi opinión ni (a) ni (b) son soluciones de largo plazo óptimas, frente a una solución (c) en que el electrolizador esté junto al consumo, y la planta renovable esté donde haya buen sol y buen viento. Esta opción (c) necesita cambios regulatorios relevantes, permitiendo estructurar la producción en torno a PPAs sintéticos, idealmente con sol y con viento hibridados a través de la red eléctrica y con un perfil de producción lo más constante posible. Esta opción garantiza mayores horas de amortización del electrolizador con altos factores de utilización, permite evitar largos y costosos desarrollos de nuevas tuberías de hidrógeno de dudosa amortización, y permite aprovechar los crecientes momentos en que existirán vertidos renovables a nivel nacional -es decir energía renovable que ‘la red’ literalmente desperdiciará-. Para ser viable (c), haría falta anularles los peajes eléctricos de conexión a la red, cambio normativo no trivial pero que, si lo pensáis, es exactamente lo que sucedería si optásemos por los esquemas off-grid (a) o (b). En función de cómo se estructure este diseño de PPAs sintéticos para alimentar los electrolizadores, podríamos ciertamente tener hidrógeno ‘verdaceo’ en que ocasionalmente el electrolizador utiliza plantas marginales térmicas, que sí emiten CO~2~. Igual que los primeros VE.

Hidrógeno verde imperfecto inicialmente. Y vehículos eléctricos con carga semi-limpia inicialmente. Pero imperfecciones necesarias para arrancar la transición hacia la Transición Energética. Si esperamos a montar un sistema perfecto de inicio, no arrancaremos nunca. Portugal ya prepara subastas de hidrógeno verde. Chile ya se prepara para exportar hidrógeno a Europa y América. Y España, con excelente recurso eólico y solar, hasta donde yo sé, sigue analizando qué rumbo poner. Pongamos ya mismo mucho esfuerzo en propuestas con visión global y rigurosos estudios detallados, y lancemos modelos ‘no regret’ en que posibles inversiones garanticen razonablemente que no nos arrepentiremos de cierto nivel de imperfección.

Escojamos cuanto antes un rumbo de transición hacia la Transición, y en los próximos años si es necesario ya iremos ajustando velas y timón.

Javier Revuelta es ingeniero eléctrico por ICAI, posee un MBA por INSEAD Business School, y es actualmente Senior Principal en AFRY. AFRY es una empresa multinacional de servicios de ingeniería, diseño y consultoría, en las áreas de sostenibilidad y digitalización. AFRY Management Consulting es líder en servicios para el sector energético europeo.