Asturias salta del carbón al gas natural y busca llegar al hidrógeno renovable y el almacenamiento
Las centrales térmicas de Aboño y Soto de Ribera completarán este 2025 su escarbonización. Su futuro pasa por el proyecto Asturias H2 Valley, de 150 MW
El 35,7% de la electricidad asturiana generada en 2024 tuvo su origen en el carbón, que sumó 2,8 millones de MWh, el 91% de toda la energía eléctrica procedente de esta fuente en nuestro país. Un panorama que cambiará radicalmente este año, en un proceso que se inició en 2020, tras el anuncio de un plan de descarbonización por parte de EDP, compañía que gestiona las dos últimas centrales térmicas de carbón del Principado. Por un lado, la de Aboño, que está llevando a cabo su conversión a gas natural gracias a un acuerdo con Corporación Masaveu, que ostenta la cotitularidad.
Fuentes de EDP explican a este diario que las obras de adaptación, que se iniciaron el pasado mes de marzo, permitirán que el grupo 2 de la central reanude su funcionamiento con el nuevo combustible “en los próximos meses”, pasando de 556 MW a 494 MW de potencia.
Estos trabajos, que cuentan con un presupuesto de 40 millones de euros y la participación de más de 70 empresas, suponen “un importante reto por las complejidades técnicas, preventivas y medioambientales”. En este sentido, requieren sustituir el uso de carbón por gas natural y, de cara al futuro, hidrógeno renovable, a la vez que revalorizar los gases siderúrgicos de la factoría de ArcelorMittal en Veriña. Un cambio que reducirá la emisión de partículas y óxidos de azufre casi por completo.
La segunda central, en Soto de Ribera, desmanteló su primer grupo generador térmico en 2007, y este año lo hará el tercero y último –de 346 MW de potencia–. En su caso, la compañía ha apostado por la tecnología del almacenamiento como vía para impulsar su adaptación al hidrógeno verde, lo que se traduce en un proyecto de generación por electrólisis de 5 MW de capacidad que requerirá una inversión de más de 22 millones de euros.
El futuro de la propia central de Aboño también pasa por el hidrógeno, en tanto protagonista del Asturias H2 Valley. La primera fase de esta iniciativa tendrá una capacidad de producción de 150 MW, y tanto esta como la de Soto ya han superado la tramitación ambiental. Sin embargo, desde EDP declaran estar “a la espera de los avances regulatorios que puedan venir de la transposición a España del mecanismo que incentive la demanda de hidrógeno renovable y a que las condiciones del mercado sean favorables”.
Polo de consumo
También Enagás sitúa al Principado en ese papel protagonista en esta tecnología, gracias a su participación en la futura red europea de hidrógeno, el corredor H2med: previsto para 2030 y el más adelantado en Europa en su desarrollo. Según Natalia Latorre, su directora general de transición energética, la comunidad será uno de los principales centros de consumo y potencial productor de hidrógeno renovable en España. Tanto es así que estiman que hacia ese año se registre una demanda de entre 180.000 y 240.000 toneladas anuales, lo que contribuirá a “situarla como referente de la descarbonización industrial, destacando también por su capacidad de generación”.
Uno de los puntos neurálgicos de dicha red es Musel Energy Hub, una planta de regasificación en el puerto de El Musel, en Gijón, que actuará de enlace entre Portugal y Francia. “Será una infraestructura clave para la descarbonización de Asturias”, asegura su director general, Antonio Manzano, que explica que Enagás trabaja en la certificación para operar con biocombustible obtenido de residuos orgánicos. Asimismo, Musel E-Hub se ha sumado al proyecto Pycasso –candidato a Proyecto de Interés Común– para, a partir de 2032, capturar CO2 en industrias del Principado y transportarlo a Francia.
Y es que, a pesar de la reciente retirada de ArcelorMittal de su apuesta por el acero verde, el sector secundario asturiano se encuentra, al decir de Antonio Suárez, director general de desarrollo de negocio de TSK, en plena reconversión. “Participamos en varios proyectos con inversiones muy importantes de fabricación de hidrógeno verde, tanto como producto final como para la fabricación de fertilizantes y combustibles sostenibles”, indica. Y aclara que la viabilidad de iniciativas semejantes viene marcada por la capacidad de los promotores de cerrar acuerdos de venta a precios que justifiquen la inversión.
Evolución del panorama energético
Balance. Hace apenas ocho años, en 2017, el carbón cubría casi dos terceras partes de la demanda de energía primaria del Principado, frente a un aporte del 7,4% de fuentes renovables. Un desequilibrio que era aún mayor en la generación de electricidad. Según Carlos García, director de la Fundación Asturiana de la Energía (FAEN), hoy se observa un cambio de paradigma, “el objetivo fijado en la Estrategia de Acción por el Clima de que las renovables representen el 72% de la generación para 2030 es alcanzable”.
Eólica. Para García, los parques eólicos supondrán la principal fuente de generación de electricidad de la región en el futuro. No obstante, su desarrollo “debe venir acompañado de sistemas de almacenamiento, que ayuden a asegurar el suministro eléctrico y a estabilizar la red”.
Industria. Una singularidad del modelo energético asturiano es, en palabras del director de FAEN, el importante peso del consumo industrial, que supone más de dos tercios del total del Principado. Por eso, considera clave un cambio en la estructura de consumo buscando la eficiencia, en línea con la descarbonización y la electrificación.
Redes. Otro cambio necesario concierne a la gestión de las redes eléctricas. “La distribución actual está preparada para el anterior modelo de generación, basado en grandes centrales térmicas”, explica García, que indica que el cambio que se está produciendo en el parque de generación causará que la electricidad sea más distribuida y menos gestionable. A lo que se suma el alza de la demanda eléctrica.
Infraestructuras. El factor limitante de la capacidad de la red –“que no es único de Asturias”– hará necesarias inversiones en nuevas infraestructuras de almacenamiento, como baterías o sistemas de bombeo, para asegurar la renovación industrial y la movilidad eléctrica.
