El municipio de Almazán (Soria) se posiciona como un nodo estratégico en la transición energética española. La empresa Green Capital Development 98, S.L.U. ha iniciado los trámites para la instalación de una planta industrial dedicada a la producción de hidrógeno y metanol de origen renovable. Para su viabilidad técnica, el proyecto requiere un volumen constante de agua subterránea, elemento esencial en el proceso de electrólisis de hidrógeno.
Este proceso no es sólo una gestión técnica de recursos. También implica decisiones estratégicas en política energética, gestión del agua y desarrollo territorial. La resolución final de la CHD determinará el modelo de aprovechamiento del subsuelo soriano y condicionará el futuro del hidrógeno renovable en Castilla y León.
Escasez de agua para la producción de hidrógeno y metanol verde
El primer paso formal ha sido la solicitud de aprovechamiento de un caudal de 28,84 litros por segundo de un acuífero localizado en el término municipal de Almazán. Este expediente ha activado un mecanismo previsto por el Reglamento del Dominio Público Hidráulico: el anuncio de competencia de proyectos. Esta figura administrativa abre un plazo legal de un mes para que terceros puedan presentar iniciativas alternativas o alegaciones fundamentadas.
La Confederación Hidrográfica del Duero (CHD), órgano dependiente del Ministerio para la Transición Ecológica, gestiona el acuífero identificado oficialmente como «Cuenca de Almazán». El recurso es de titularidad pública y su uso está regulado bajo principios de eficiencia, sostenibilidad ambiental y concurrencia.
Aunque la propuesta de Green Capital ha sido la primera en tramitar formalmente el uso del agua, el procedimiento no garantiza su autorización directa. El marco legal exige una evaluación comparativa de todos los proyectos que se presenten dentro del plazo. Se valorará su viabilidad técnica, impacto ambiental y beneficio para el interés general.
Si ningún proyecto cumple los criterios establecidos, la CHD puede denegar la concesión. Además, existe un umbral normativo: las propuestas no podrán superar el doble del caudal solicitado (57,68 l/s). Iniciativas que excedan esta cifra deberán tramitarse por separado, con exigencias más estrictas.
Cabe destacar que la producción de hidrógeno verde implica una alta demanda de agua ultrapura. El proceso de electrólisis requiere separar moléculas de H₂O para obtener hidrógeno como vector energético. Esto introduce una variable crítica en zonas con recursos hídricos limitados, como muchas cuencas de la península ibérica.
La posible implantación de esta planta en Almazán tendría implicaciones socioeconómicas y ambientales relevantes. Por un lado, podría generar empleo e impulsar la industria local. Por otro, podría aumentar la presión sobre el sistema hídrico, especialmente frente a otros usos prioritarios como el regadío o el abastecimiento urbano.
¿Por qué se busca la producción de hidrógeno y metanol verde en la misma planta?
Producir hidrógeno y metanol verde en una misma central de energía responde a razones técnicas, económicas y estratégicas que optimizan el uso de recursos y mejoran la viabilidad del proceso.
Las principales razones de esta actividad son:
➡️ Complementariedad química
El hidrógeno verde se obtiene por electrólisis del agua usando electricidad renovable (solar, eólica). El metanol verde, por su parte, se produce principalmente a partir de hidrógeno verde y CO₂ capturado, ya sea de la atmósfera (DAC) o de procesos industriales.
El hidrógeno es una materia prima esencial para fabricar metanol. Por lo tanto, tiene sentido producir ambos en un mismo sitio para eliminar transporte innecesario y pérdidas energéticas. La reacción simplificada para producir metanol es: CO2+3H2→CH3OH+H2
➡️ Eficiencia energética y económica en la producción de hidrógeno y metanol verde
Combinar ambos procesos en un solo complejo industrial permite:
Compartir infraestructuras (electrolizadores, sistemas de tratamiento de agua, líneas eléctricas).
Reducir costes operativos y de capital (CAPEX/OPEX).
Optimizar el uso de energía renovable: si hay excedente de electricidad, se puede usar directamente para electrólisis; si hay exceso de H₂, se convierte en metanol, que es más fácil de almacenar.
➡️ Ventajas logísticas y de almacenamiento
La combinación de ambos biocombustibles aporta grandes ventajas de logistica el motivo es que el hidrógeno es costoso de almacenar y transportar (es muy liviano y requiere compresión o licuefacción). Sin emabargo, el metanol es más fácil de almacenar y transportar usando infraestructuras existentes (como oleoductos y buques cisterna). Su aporte es ser líquido a temperatura y presión ambiente.
➡️ Diversificación de usos finales
Producir un combustible con usos diferentes ofrece la posibilidad de alcanzar una mejor flexibilidad comercial y estratégica a la planta. El hidrógeno se usa directamente en movilidad pesada, siderurgia o generación eléctrica. El metanol puede emplearse como combustible líquido, materia prima para química industrial o incluso reconvertirse en hidrógeno cuando se necesita.
➡️ 5. Reducción de huella de carbono
Ambos productos se fabrican sin emitir CO₂ si se parte de energías renovables y CO₂ capturado. Al integrarse en una misma central: se puede cerrar el ciclo del carbono, y también, se facilita el cumplimiento de estándares de sostenibilidad y taxonomías verdes.
