10.800 millones de dólares : un estudio traza un gasoducto de 900 km entre Tan-Tan y Mohammedia

El estudio fue publicado el 4 de septiembre en la revista científica Hydrogen. Sus autores, vinculados a centros de educación superior de Fès y Meknès, trataron de determinar cómo producir, almacenar y transportar hidrógeno verde y amoníaco en Marruecos de aquí a 2030, 2040 y 2050.

Su modelo contempla cuatro polos : Tan-Tan, Mohammedia, Jorf Lasfar y Tanger Med. Compara distintas combinaciones entre gasoductos y cabotaje, es decir, el transporte marítimo entre puertos marroquíes, para identificar la configuración con el coste total más bajo.

La solución obtenida se basa en una conducción principal de 900 kilómetros entre Tan-Tan y Mohammedia, complementada por enlaces marítimos para las demás ramas del corredor. Sin embargo, no se trata de un proyecto anunciado por el Gobierno marroquí ni del trazado definitivo de una futura infraestructura, sino del resultado de una modelización económica y logística.

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Los investigadores estiman en 10.838 millones de dólares el coste actualizado del conjunto de la cadena estudiada. En relación con los volúmenes de amoníaco entregados durante el periodo considerado, el coste asciende a 1.176 dólares por tonelada, es decir, aproximadamente 1.089 euros.

Este escenario híbrido sería ligeramente más barato que una red compuesta únicamente por gasoductos, cuyo coste alcanzaría los 1.186 dólares por tonelada. La diferencia es mayor frente a una solución basada enteramente en el transporte marítimo, estimada en 1.233 dólares por tonelada.

El almacenamiento hace más interesante el gasoducto

La elección del gasoducto entre Tan-Tan y Mohammedia no se explica únicamente por el coste del transporte. Según el estudio, los volúmenes transportados por este eje no bastarían, por sí solos, para amortizar la construcción de la conducción. Los ahorros en flete solo cubrirían el 26 % de su coste de inversión.

Su principal ventaja sería permitir el acceso a una solución de almacenamiento subterráneo menos costosa. El modelo atribuye a esta posibilidad un ahorro de aproximadamente 790 millones de dólares durante todo el periodo.

No obstante, este resultado se basa en varias hipótesis técnicas, entre ellas la existencia de una capacidad máxima de tres millones de toneladas en cavernas salinas. Los autores reconocen que esta capacidad geológica aún debe confirmarse mediante estudios sobre el terreno. El coste del gasoducto, fijado en 1,5 millones de dólares por kilómetro, también constituye una hipótesis de cálculo.

Para las ramas menos utilizadas, el transporte marítimo sigue siendo más rentable. Su transformación en gasoductos exigiría unos 570 millones de dólares de inversiones adicionales, mientras que su tasa de utilización se mantendría por debajo del 36 %.

Los investigadores también probaron el funcionamiento del corredor en un gemelo digital. Esta simulación concluye que la conducción podría absorber los caudales punta considerados y que el paso de un transporte continuo por gasoducto a cargas periódicas de buques no provocaría una congestión crítica en los puertos modelizados.

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La electricidad renovable representa el 43,4 % del coste total, por delante de los electrolizadores, con un 29,7 %, y de la producción de amoníaco, con un 15,3 %. El escenario supone, en particular, un factor de carga especialmente elevado, del 50 %, para las instalaciones renovables de Tan-Tan.

El estudio aporta así una primera arquitectura cuantificada de una posible red marroquí de hidrógeno. Sobre todo, muestra que una conducción de 900 kilómetros podría ser económicamente pertinente si se asocia al almacenamiento, mientras que los volúmenes más reducidos continuarían transportándose por vía marítima. No obstante, su realización dependería de validaciones geológicas, inversiones industriales y decisiones públicas que aún no han sido anunciadas.