Entrevista realizada por Victoria Muñoz de Texla Renovables
Fundada en Sevilla en 2019, RPow ha pasado en pocos años de ser una ingeniería emergente, a operar internacionalmente en proyectos complejos, con nuevas líneas de negocio y presencia en Europa y Estados Unidos, donde incluso tienen sede.
Pero llegar hasta aquí no ha sido un camino sencillo, sino el resultado de una serie de decisiones estratégicas que han marcado su evolución hasta convertirse hoy en una compañía deep tech con ambición industrial: aquellas empresas que desarrollan soluciones basadas en ingeniería y conocimiento científico avanzado para abordar retos tecnológicos complejos a escala global.
En su caso, el primer foco fue el almacenamiento térmico de larga duración (TES), “un nicho muy técnico y complejo” como explica Patricia Santamaría, CIO (Chief Innovation Officer) en RPow, pero también “con muchísimo potencial en todo lo que tiene que ver con la descarbonización industrial”.
Su apuesta por una “ingeniería avanzada de verdad” marcó también un punto de inflexión. “Desarrollamos nuestro propio modelado termodinámico, trabajamos en soluciones con sales fundidas y almacenamiento sólido, y además nos implicamos en programas europeos como Horizon Europe y NextGenerationEU, lo que nos abrió mercado y crea de manera continua una importante red de colaboraciones”. Esto permitió a RPow crecer con una base tecnológica muy sólida y salir al exterior desde muy pronto, operando a nivel internacional con un equipo que ya tenía experiencia en proyectos energéticos y termosolares en Europa, Estados Unidos, Oriente Medio y África.
A ello se sumó el desarrollo de herramientas como DELPHO y soluciones propias como HVHeat, dejando así de proporcionar solo conocimiento para ofrecer también tecnología escalable lista para la industria.
Ganadores del Premio ‘Luz de Andalucía’ al proyecto más innovador en la primera edición de los Premios Horizonte Sostenible, organizados por Clúster Andaluz de Energías Renovables (CLANER), por su iniciativa H2 24/7, Santamaría subraya que hoy el calor industrial, el hidrógeno verde y la ingeniería avanzada basada en datos se perfilan como piezas clave de la transición energética.
En vuestro discurso aparece con fuerza una idea: la transición energética no es solo generación eléctrica, sino industria y calor. ¿Por qué cree que el debate energético ha tardado tanto en mirar al proceso térmico industrial?
Porque durante muchos años toda la atención se la llevó la generación eléctrica renovable. Era lo más visible, lo más mediático y también lo más prioritario a nivel político. Pero lo cierto es que, en la industria, más del 50 % del consumo energético es calor, no electricidad. Y eso muchas veces se ha pasado por alto o incluso es desconocido por muchos.
El calor industrial es bastante más complejo de abordar. No se trata solo de instalar algo nuevo y ya está. Hay que integrarlo en procesos industriales que ya existen, que llevan años funcionando y que no pueden parar. Además, cada proceso tiene sus propias exigencias de temperatura, presión y continuidad, muchas veces 24/7. Eso hace que la transición térmica sea técnicamente más delicada. Y luego está el factor económico.
Durante mucho tiempo el gas fue barato y relativamente estable, así que no había una presión real para cambiar. Cuando empiezan a aparecer mecanismos como el ETS-2 europeo y el CO₂ empieza a encarecerse de forma estructural, entonces sí: el calor industrial entra de lleno en el debate y se empiezan a buscar alternativas viables con más urgencia.
Además, el mercado eléctrico está empezando a mostrar casuísticas nuevas. Hay horas del día, sobre todo cuando hay mucha producción renovable y poca demanda, en las que el precio de la electricidad baja muchísimo porque se genera más de lo que se consume. Eso abre oportunidades para electrificar procesos térmicos si se gestionan bien los consumos, con el ahorro de costes que ello supone. Y, por otra parte, los hidrocarburos siguen muy ligados a lo que pasa en el mundo: conflictos, tensiones internacionales o decisiones políticas pueden hacer que los precios suban de repente o que haya problemas de suministro.
Al final, tener por un lado electricidad con momentos muy baratos y, por otro, combustibles fósiles tan expuestos a la inestabilidad internacional, está empujando cada vez más a la industria a replantearse cómo produce su calor.
¿Qué papel debe jugar la energía térmica en el nuevo modelo energético?
La energía térmica tiene que ser un pilar fundamental del nuevo modelo energético. Si pensamos en el sistema del futuro, no basta solo con tener renovables como la solar o la eólica. Necesitamos también almacenamiento eléctrico… y, muy importante, almacenamiento térmico que permita ajustar la generación con la demanda real de la industria.
El almacenamiento térmico, al final, te permite transformar electricidad renovable en calor que puedes gestionar cuando lo necesitas. Eso no sólo reduce la dependencia del gas, sino que ayuda a estabilizar costes a través de PPAs renovables y, además, puede hacer más eficiente la producción de hidrógeno verde, entre otras cosas.
Creo que así es como habría que abordar la gestión del calor industrial, si no la transición energética se quedará a medias.
Foto: Imagen rederizada del sistema modelar diseñado por RPow, HVHeat, para el almacenamiento de calor para la descarbonización industrial.
Muchas industrias siguen dependiendo del gas para generar calor, ¿qué sectores están hoy mejor posicionados para dar el salto a la electrificación del calor y por qué?
La electrificación del calor va de números y de viabilidad técnica. Y lo cierto es que no todos los sectores están igual de preparados para dar ese paso. Hoy están mejor posicionados aquellos que cumplen al menos tres condiciones: que trabajen con temperaturas moderadas o medias, que tengan una demanda térmica continua y predecible, y que estén muy expuestos al coste del gas y del CO₂.
En ese sentido, sectores como alimentación y bebidas, papel y cartón, química ligera, cerámica, textil, refino y algunos procesos de Oil & Gas tienen bastante camino avanzado. Son industrias que consumen mucho gas, necesitan calor de forma constante y, además, pueden integrar almacenamiento térmico y acceder a autoconsumo fotovoltaico o a PPAs renovables.
Con almacenamiento térmico, la lógica cambia bastante: la industria puede comprar electricidad cuando está más barata y utilizar ese calor cuando realmente lo necesita. Es decir, se mantiene la estabilidad operativa que antes daba el gas, pero con menos exposición a la volatilidad y a la presión regulatoria.
En resumen, los sectores mejor posicionados son aquellos donde no hay que reinventar todo el proceso productivo, sino sustituir la tecnología sin perder fiabilidad.
En los últimos meses han cobrado protagonismo instrumentos públicos como las ayudas del IDAE para la electrificación industrial. ¿Son fundamentales este tipo de mecanismos para acelerar decisiones que, sin incentivos, se retrasarían años? ¿Cree que estos instrumentos están correctamente diseñados para movilizar inversión, o existe el riesgo de que actúen solo como un acelerador puntual sin impacto estructural?
Sí, son fundamentales. Pero también hay que entender que la transición energética no puede recaer únicamente en los tecnólogos. Para que funcione de verdad, hacen falta tres pilares bien equilibrados: la tecnología, la administración pública y el usuario final industrial.
Desde el lado tecnológico, desarrollamos soluciones, las probamos en plantas piloto y reducimos el riesgo técnico. Pero si todo se queda ahí, el impacto es limitado. La administración tiene que ir más allá de financiar I+D o proyectos demostrativos; debe impulsar también la implantación a escala industrial, que es donde realmente se reducen las emisiones de forma masiva.
Instrumentos como los del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) son muy útiles porque ayudan a reducir el riesgo inicial y a que muchas decisiones no se retrasen años. Ahora bien, si se quedan solo en subvenciones puntuales de CAPEX, el efecto puede ser coyuntural y no estructural.
Si de verdad queremos que electrificar el calor compita en igualdad de condiciones con el gas, hay que ir al fondo del asunto: cómo está construida la factura energética. Hoy la electricidad soporta una carga relevante de impuestos, peajes y cargos que el gas no asume en la misma proporción. Ese desequilibrio regulatorio juega en contra de la electrificación.
“LA TRANSICIÓN ENERGÉTICA NO PUEDE RECAER ÚNICAMENTE EN LOS TECNÓLOGOS. PARA QUE FUNCIONE DE VERDAD, HACEN FALTA TRES PILARES BIEN EQUILIBRADOS: LA TECNOLOGÍA, LA ADMINISTRACIÓN PÚBLICA Y EL USUARIO FINAL INDUSTRIAL”
Es decir, no se trata sólo de una cuestión de inversión inicial, sino que afecta al OPEX durante toda la vida útil del proyecto, condicionando los costes operativos año tras año. Si no se revisa esa estructura y no se regula de manera coherente con los objetivos climáticos, muchas inversiones seguirán sin salir adelante, incluso aunque existan ayudas públicas.
Y luego está el tercer actor clave: la industria. Muchas empresas siguen analizando estos proyectos únicamente desde el prisma del CAPEX y el OPEX inmediato. Si el retorno no es rápido y totalmente seguro, cuesta dar el paso. Es comprensible desde la lógica empresarial, pero la transición energética implica una transformación más profunda.
Por eso, las ayudas no deberían limitarse a incentivos económicos. También hacen falta marcos regulatorios más exigentes, límites de emisiones progresivos y predecibles, señales claras en el precio del CO₂ y mecanismos que acompañen al usuario final para que pueda adaptarse sin poner en riesgo su viabilidad.
La combinación ideal sería: una regulación firme y predecible, incentivos que reduzcan el riesgo de los primeros proyectos y un acompañamiento financiero que permita escalar tecnologías que ya están maduras. Si no alineamos tecnología, regulación e industria, corremos el riesgo de tener soluciones brillantes que no se implementan o políticas muy ambiciosas que no aterrizan en la realidad industrial.
Al final, la transición energética no es solo innovación tecnológica; es una transformación económica. Y tiene que ser exigente, sí, pero también viable.
RPow fue reconocida en la primera edición de los Premios Horizonte Sostenible, que distinguen iniciativas destacadas del sector energético andaluz, por su innovación en almacenamiento energético. ¿Qué aporta el almacenamiento térmico de energía (TES) que otras soluciones no están resolviendo hoy, y qué condiciones deben cumplirse para que un proyecto de almacenamiento térmico sea realmente escalable y replicable en industria? ¿Qué ha supuesto para su compañía recibir este galardón?
El almacenamiento térmico de energía (TES) viene a resolver un problema muy concreto que todavía no está bien cubierto: cómo descarbonizar el calor industrial continuo de forma competitiva.
Hoy cuando se habla de almacenamiento, casi todo el mundo piensa en baterías. Pero la realidad es que la industria no consume principalmente electricidad, sino calor. Y además lo necesita 24/7, con requisitos muy exigentes de proceso. Ahí es donde el TES marca la diferencia. Aporta tres cosas clave. La primera, permite convertir electricidad renovable en calor gestionable. Es decir, desacoplar la generación renovable, que es variable, de una demanda térmica que es constante. Eso, en ciertos rangos de temperatura, ni las baterías ni las bombas de calor de alta temperatura lo resuelven de forma óptima.
La segunda, la competitividad económica. Cuando hablamos de producir calor a 150 400 °C, el coste por MWh útil del almacenamiento térmico suele ser inferior al de soluciones electroquímicas. Además, tiene mayor vida útil y menos degradación.
Y la tercera, algo fundamental: la integración industrial real. El TES puede conectarse directamente al proceso productivo y sustituir calderas de gas sin cambiar la lógica operativa de la planta. No es una solución teórica, es un reemplazo funcional.
Ahora bien, no todo proyecto de almacenamiento térmico es automáticamente escalable. Para que lo sea, tiene que ser modular, replicable en distintas industrias sin rediseñarlo todo desde cero, con componentes estandarizados que reduzcan CAPEX y plazos. También debe integrarse fácilmente en procesos existentes, minimizar paradas y contar con un modelo financiero claro, ya sea inversión directa o esquemas como Heat as a Service. Y, por supuesto, tiene que ser competitivo frente al gas en escenarios regulatorios realistas, no solo cuando hay subvenciones.
“EL ALMACENAMIENTO TÉRMICO DE ENERGÍA (TES) VIENE A RESOLVER UN PROBLEMA MUY CONCRETO QUE TODAVÍA NO ESTÁ BIEN CUBIERTO: CÓMO DESCARBONIZAR EL CALOR INDUSTRIAL CONTINUO DE FORMA COMPETITIVA”
La escalabilidad no depende solo de que la tecnología funcione, sino de que pueda convertirse en un producto industrial repetible y no en un proyecto único hecho a medida cada vez.
En cuanto al galardón, para nosotros ha tenido un significado especial. Primero, porque demuestra que desde Andalucía se puede desarrollar tecnología energética avanzada con impacto. Segundo, porque valida una apuesta que anteriormente fue minoritaria: el almacenamiento térmico y la producción de hidrógeno verde. Y tercero, porque lanza un mensaje claro al mercado: el calor industrial y la producción de hidrógeno verde son piezas centrales de la transición energética. Más allá del reconocimiento, lo vemos como una confirmación de que estamos trabajando en tecnologías que van a ser clave para la competitividad futura de la industria y su descarbonización.
Desde vuestra empresa participada, Wulkan Energy, RPow ha reforzado también su apuesta por el hidrógeno. ¿Comparte la percepción generalizada del sector de que el desarrollo de esta tecnología en España atraviesa una fase de espera o redefinición? ¿Qué elementos deberían alinearse para que el mercado despegue?
Más que hablar de una fase de espera, yo diría que estamos en una fase de selección. Hace unos años el hidrógeno vivió un momento de auténtica euforia. Se anunciaban gigavatios de capacidad, hubs industriales, corredores internacionales… pero muchos de esos proyectos estaban más impulsados por la disponibilidad de fondos que por una estructura de mercado realmente sólida. Ahora el sector está aterrizando expectativas y ajustándolas a fundamentos industriales y financieros reales.
“EL PREMIO ‘LUZ DE ANDALUCÍA’ DE CLANER LANZA UN MENSAJE CLARO AL MERCADO: EL CALOR INDUSTRIAL Y LA PRODUCCIÓN DE HIDRÓGENO VERDE SON PIEZAS CENTRALES DE LA TRANSICIÓN ENERGÉTICA”
España tiene ventajas competitivas por su recurso renovable, su infraestructura gasista, y su tejido industrial. Sin embargo, creo que el hidrógeno no puede desarrollarse como una promesa abstracta. Necesita alineación de elementos fundamentales como una demanda industrial firme, un precio competitivo y estable de electricidad renovable. Hay que tener en cuenta, que el 60–70 % del coste del H₂ verde es electricidad. Sin PPAs competitivos y estables, no hay modelo viable.
También es necesario un marco regulatorio claro y predecible. La incertidumbre regulatoria retrasa inversión más que la falta de subvención. Y por supuesto, una integración energética inteligente. Muchos proyectos han planteado electrólisis aislada. Pero el H2 necesita integrarse con otras tecnologías como el almacenamiento térmico, para la gestión de flexibilidad de producción, aprovechamiento del calor residual y optimización del factor de carga. Sin esa visión, el CAPEX y OPEX se dispara y el LCOH se vuelve inviable.
Desde nuestra experiencia en Wulkan Energy y RPow, creemos que el futuro del hidrógeno en España no será explosivo, será selectivo. Se desarrollarán primero los proyectos donde exista una posible sustitución directa de hidrógeno gris, sinergia con calor industrial, un acceso renovable competitivo, capacidad y oportunidades para para diluir CAPEX. El mercado no está parando; está filtrando. Y eso es positivo. No es un retroceso, es el paso de la teoría a la ejecución industrial real. El hidrógeno no va a desaparecer del mix energético, pero tampoco será universal. Será estratégico allí donde aporte valor técnico y económico tangible.
¿Qué errores cree que se están cometiendo al plantear algunos proyectos de hidrógeno?
El principal error creo que es, en muchos casos, empezar por la oferta antes que por la demanda. Se han diseñado proyectos centrados en instalar megavatios de electrólisis sin tener asegurado un consumidor estable a largo plazo. El hidrógeno no es un producto financiero, es una materia prima industrial. Si no hay offtaker firme, el proyecto nace con un riesgo estructural muy elevado.
Un segundo error frecuente es analizar el hidrógeno como tecnología aislada y no como parte de un sistema energético integrado. Muchos proyectos no incorporan otros conceptos como la gestión de flexibilidad eléctrica, el almacenamiento térmico, el aprovechamiento del calor residual, la optimización del factor de carga del electrolizador… Esto encarece el LCOH (Levelized Cost of Hydrogen) y reduce su competitividad.
“EL HIDRÓGENO NO VA A DESAPARECER DEL MIX ENERGÉTICO, PERO TAMPOCO SERÁ UNIVERSAL. SERÁ ESTRATÉGICO ALLÍ DONDE APORTE VALOR TÉCNICO Y ECONÓMICO TANGIBLE”
También se ha subestimado el impacto real del precio de la electricidad. El hidrógeno verde es, en esencia, electricidad transformada. Si no se asegura un suministro renovable competitivo y estable mediante integración de fuentes renovables y/o PPAs sólidos, la estructura de costes se vuelve extremadamente vulnerable.
Otro error ha sido sobredimensionar capacidad buscando escala sin tener resuelta la cadena de valor completa: logística, almacenamiento, transporte y regulación. El hidrógeno requiere infraestructura; no basta sólo con producirlo.
Y, por último, quizá un error más conceptual: plantear el hidrógeno como un fin en sí mismo. El hidrógeno no es el objetivo, es una herramienta de descarbonización. Debe aplicarse allí donde no hay una mejor alternativa técnica viable, por ejemplo, en procesos químicos, fertilizantes, acero, movilidad pesada, no en usos donde la electrificación directa es más eficiente.
El hidrógeno será un vector clave de descarbonización, pero no será una solución universal ni de implantación rápida. Su despliegue será progresivo y selectivo, focalizado y vinculado principalmente a usos industriales específicos.
Vuestra alianza con ASE Group a través de Wulkan Energy respalda también una clara vocación internacional. ¿Qué aporta esta cooperación a la hora de escalar soluciones desde el piloto hasta contratos industriales en Europa y otros mercados?
El gran desafío de cualquier tecnología energética no es demostrar que funciona, sino convertirla en contrato industrial. Y ahí es donde esta alianza adquiere verdadero sentido estratégico. Muchas soluciones superan con éxito la fase piloto, pero fracasan al intentar escalar. ¿Por qué? Porque les falta lo que nosotros conseguimos con esta cooperación: capacidad de ejecución (EPC), respaldo técnico sólido y credibilidad ante grandes clientes.
La alianza con ASE Technology Group, a través de Wulkan Energy, nos permite precisamente cerrar ese círculo. No es sólo una puerta de entrada internacional, sino una estructura de escalado industrial bidireccional. Por un lado, ASE nos aporta músculo industrial real, capacidad de ingeniería multidisciplinar, experiencia en ejecución bajo modelos EPC y conocimiento profundo de normativa europea en seguridad ATEX, procesos industriales y grandes instalaciones energéticas. Eso reduce considerablemente el riesgo percibido por el cliente, y aumenta la bancabilidad de los proyectos.
Por otra parte, nos aporta acceso a mercados y relaciones industriales consolidadas en Europa Central y del Este, donde el tejido industrial pesado es especialmente relevante y la necesidad de descarbonización, urgente. Nosotros desde RPow, sumamos a la cooperación un conocimiento altamente especializado en ingeniería energética avanzada y en almacenamiento térmico de larga duración (TES), con experiencia acumulada en proyectos CSP, hibridación renovable, integración de sales fundidas y modelado termodinámico avanzado. Ese know-how tecnológico es clave para desarrollar soluciones energéticas complejas que integren almacenamiento, electrificación del calor e hidrógeno.
Además, RPow aporta relaciones con socios industriales estratégicos en el ámbito energético, experiencia en programas europeos de innovación (Horizon Europe, NextGenerationEU) y acceso a uno de los mercados emergentes más relevantes en hidrógeno y electrificación industrial como es el mercado español. La cooperación también facilita algo clave que os comentaba antes. Se trata de la integración de tecnologías y conocimiento. En este caso integrar almacenamiento térmico, producción de hidrógeno, seguridad de procesos y ejecución de proyecto bajo una única visión técnica. La alianza proporcionar soluciones completas y fiables.
“LA INGENIERÍA BASADA EN DATOS REDUCE LA INCERTIDUMBRE. Y EN PROYECTOS INDUSTRIALES DE GRAN INVERSIÓN, REDUCIR INCERTIDUMBRE SIGNIFICA TENER VENTAJA COMPETITIVA”
La inteligencia artificial y las tecnologías basadas en el dato están ganando un peso creciente en el sector energético. ¿Hasta qué punto la ingeniería avanzada y el uso intensivo del dato se han convertido en una ventaja competitiva frente a los enfoques tradicionales de consultoría? Y, mirando al medio y largo plazo, ¿qué líneas de evolución tecnológica considera que serán determinantes para el futuro del sector energético?
Hoy la diferencia entre una ingeniería avanzada y una consultoría tradicional es bastante clara. Mientras que la primera trabaja con datos reales y modelos predictivos, la segunda muchas veces sigue usando análisis más estáticos o aproximaciones teóricas. El sector energético se ha vuelto muchísimo más complejo. Con precios que suben y bajan, renovables que entran y salen, electrificación industrial y cambios regulatorios constantes, ya no basta con hacer números “en una hoja Excel” y sacar una foto fija del proyecto. Hay que simular escenarios, cruzar variables y optimizar de forma continua. Nosotros lo hacemos con herramientas propias como DELPHO, que desarrollamos internamente para modelar y simular sistemas energéticos complejos.
Con ella podemos probar escenarios antes de que existan físicamente, anticipar riesgos y dar a nuestros clientes información mucho más segura para tomar decisiones. Con DELPHO podemos simular cómo se comportan plantas híbridas, evaluar integración de almacenamiento térmico, electrólisis, renovables y sistemas convencionales, analizar sensibilidad frente a precios de electricidad, CO₂ y gas, optimizar dimensionamiento técnico en función de CAPEX, OPEX y retorno, anticipar cuellos de botella operativos antes de construir la planta, etc… Esto cambia claramente la conversación con el cliente. Ya no decimos “esto puede funcionar”, sino “esto funcionará así, bajo estas condiciones, con este riesgo y este retorno”.
La ingeniería basada en datos reduce la incertidumbre. Y en proyectos industriales de gran inversión, reducir incertidumbre significa tener ventaja competitiva.
Entrevista realizada para CLANER
