Hidrógeno gas licuado vs GNL: Viabilidad logística, termodinámica y costes reales de importación en España
El debate sobre la transición de vectores energéticos suele simplificar la transición de los combustibles fósiles a los renovables ignorando las leyes de la física y la termodinámica. Para los ingenieros que proyectan la infraestructura energética del futuro en España, sustituir el Gas Natural Licuado (GNL) por hidrógeno gas licuado (LH2) no es una simple cuestión de cambiar el fluido de los barcos metaneros. Representa un salto tecnológico extremo que desafía los límites de la criogenia, el diseño de materiales y la viabilidad económica bajo el actual marco regulatorio de la CNMC y el MIBEL.
La justificación técnica es sencilla: el gas natural (metano) se licúa a unos manejables -162ºC a presión atmosférica, mientras que el hidrógeno gas licuado requiere alcanzar temperaturas criogénicas extremas de -253ºC (apenas 20K por encima del cero absoluto). Este diferencial térmico transforma por completo el CAPEX de almacenamiento y la eficiencia de ciclo de ambos vectores.
Análisis técnico y operativo del hidrógeno gas licuado frente al GNL
Para entender la viabilidad del hidrógeno gas licuado, es obligatorio analizar la penalización energética del proceso de licuefacción. El límite termodinámico teórico de licuefacción (trabajo ideal de Carnot) viene definido por la siguiente expresión:
Donde s representa la entropía y h la entalpía específica entre el estado gaseoso inicial a temperatura ambiente (T0) y el estado líquido criogénico.
En la práctica, debido a las irreversibilidades del ciclo Claude o de refrigeración por helio, el consumo de energía real para la licuefacción del hidrógeno se sitúa entre 10 kWh/kg y 13kWh/kg (equivalente al 30% – 40% del poder calorífico inferior del propio hidrógeno, que es de 33,33 kWh/kg). En contraste, la licuefacción del GNL apenas consume entre el 8% y el 12% de su propio contenido energético.
El fenómeno del Boil-Off Rate (BOR)
A diferencia del GNL, el hidrógeno líquido sufre una tasa de evaporación diaria o boil-off significativamente mayor debido a su bajísimo calor latente de vaporización (446 kJ/kg frente a los 510 kJ/kg del metano) y a la conversión orto-para.
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Conversión Orto-Para: A temperatura ambiente, el hidrógeno se compone de un 75% de orto-hidrógeno (espines de protones paralelos) y un 25% de para-hidrógeno (espines antiparalelos). Al licuarse, el estado fundamental estable es el para-hidrógeno. Esta transición exotérmica (527 kJ/kg) es superior al propio calor latente de vaporización. Si no se induce catalíticamente la conversión antes del almacenamiento, el calor liberado evaporará de forma natural todo el inventario de hidrógeno en pocos días.
Marco regulatorio en España y viabilidad económica (LCOH)
La producción de hidrógeno verde para su posterior licuefacción en España está estrechamente ligada a las horas de bajo coste de generación eléctrica en el MIBEL (el mercado diario gestionado por OMIE). Un proyecto de electrólisis con tecnología PEM (Proton Exchange Membrane) o alcalina debe balancear su factor de capacidad para amortizar el elevado CAPEX de la planta sin disparar el OPEX debido a los precios del pool eléctrico en horas punta.
Conexión a red
La tramitación de estas plantas se rige por el Real Decreto 1183/2020 de acceso y conexión a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica. Los promotores de plantas de hidrógeno en España se enfrentan a los siguientes peajes regulados por la CNMC:
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Garantías financieras: Exigencia de presentar avales de 40 €/kW para solicitar el punto de conexión en barras de subestación de Redeia (REE).
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Peajes de transporte y distribución (TD): Estructura de cargos que penaliza el consumo en periodos tarifarios caros (P1 y P2), obligando a sobrediseñar los parques fotovoltaicos o eólicos dedicados (instalaciones behind-the-meter o híbridas) para evitar la dependencia de la red de transporte en horas de alta demanda del sistema eléctrico.
Bajo este entorno de mercado, el coste nivelado del hidrógeno producido (LCOH) se sitúa actualmente en España en una horquilla de 3,50 €/kg a 5,50 €/kg, dependiendo fuertemente del precio del PPA (Power Purchase Agreement) asociado. Si añadimos el coste de compresión criogénica y licuefacción (un CAPEX estimado de más de 150 M€ para plantas de escala de 100 MW), el coste del hidrógeno líquido puesto en puerto de destino supera ampliamente el umbral competitivo del GNL tradicional, a menos que se apliquen fuertes subvenciones o penalizaciones fiscales por emisiones de CO2 bajo el régimen de comercio de derechos de emisión de la UE (ETS).
Comparativa técnica y termodinámica de almacenamiento
La siguiente tabla resume las diferencias operativas y de ingeniería clave para el diseño de terminales de recepción e importación de ambos compuestos criogénicos:
| Parámetro de Diseño | Hidrógeno Gas Licuado (LH2) | Gas Natural Licuado (GNL) |
| Temperatura de almacenamiento | -253 ºC (20 K) | -162 ºC (111 K) |
| Densidad líquida | 70,85 kg/m3 | 422,50 kg/m3 |
| Densidad de energía volumétrica | 8,50 GJ/m3 (LHV) | 22,20 GJ/m3 (LHV) |
| Densidad de energía gravimétrica | 120,00 MJ/kg (LHV) | 45,00 MJ/kg (LHV) |
| Tasa de Boil-off esperada (BOR) | 0,3 % – 1,0 % diario | 0,05 % – 0,15 % diario |
| Materiales de contención | Aceros inoxidables 316L, Aleaciones de Níquel, composites | Aceros al $9\%$ de Níquel, aluminio |
| Potencial de fragilización | Extremo (difusión atómica de H2) | Nulo (inerte mecánicamente) |
Como se observa en los datos físicos reales, a pesar de que el hidrógeno gas licuado tiene casi el triple de densidad energética gravimétrica que el GNL (120 MJ/kg frente a 45 MJ/kg), su baja densidad líquida penaliza drásticamente su densidad energética volumétrica. Se requiere transportar casi tres veces más volumen de líquido criogénico para suministrar la misma cantidad de energía que una unidad de volumen de GNL convencional, triplicando la flota de transporte o el tamaño de los tanques criogénicos cilíndricos de doble pared aislados al vacío.
¿Qué es el gas natural licuado?
El gas natural licuado es gas natural que ha sido procesado para ser transportado en forma líquida. El gas natural licuado se conoce habitualmente por sus siglas: GNL. Una de las grandes ventajas de licuar el gas natural es que disminuye su volumen 600 veces, pero su masa permanece constante. En otras palabras, 1m³ de gas natural licuado (GNL) es igual a 600m³ de gas natural. Es necesario recordar que el gas natural se encuentra en estado gaseoso, pero este proceso aporta grandes beneficios. Por ejemplo, hace rentable ser transportado en barcos o en camiones cisterna porque ocupa menos espacio.
¿Qué es el hidrógeno verde?
El hidrógeno verde es un vector energético que permite el almacenamiento de la energía para usarlo posteriormente bajo demanda. Se trata de un combustible obtenido a partir de energías renovables.
Se obtiene mediante electrólisis, que consiste en emplear una corriente eléctrica para romper la unión molecular de oxígeno e hidrógeno del agua. De esta forma es posible obtener hidrógeno puro para usarlo como energía. Al no emitir gases contaminantes en el proceso, el hidrógeno verde se ha vuelto un sustituto para los combustibles fósiles en sectores difíciles de descarbonizar. Este es el caso de la aviación o el transporte marítimo.
