El gas natural ha sido un combustible importante en las últimas decadas, y por ese motivo cuenta con buenas infraestructuras de distribución. Sin embargo, su efecto contaminante ha obligado a buscar nuevas tecnologías que ofrezcan la misma solución y sean más limpias. El hidrógeno se está posicionando como la solución ante esta situación, por eso es preciso tener una gran red de transporte de hidrógeno.
En este sentido, hay importantes estudios como de Gas for Climate, las estrategias nacionales de hidrógeno y los procesos de planificación. También, estamos viendo continuamente proyectos innovadores de I+D+i para abordar la demanda de hidrógeno en toda Europa.
En ciertas rutas, el gas natural y el hidrógeno pueden competir por la infraestructura de gasoductos existente. La modelización de los flujos de hidrógeno y gas natural proporcionaría más información sobre si se dispondrá de tramos específicos de gasoductos para el transporte de hidrógeno.
La red de transporte de hidrógeno en España
Enagás opera una extensa red de transporte de gas en España que comprende más de 11.000 km de gasoductos. Esta red cuenta con seis conexiones internacionales: dos con África a través de Tarifa y Almería (enlace con los gasoductos Magreb y Medgaz, respectivamente); dos con Portugal vía Badajoz y Tuy; y otros dos con Francia vía Irún y Larrau.
La Hoja de Ruta Española del Hidrógeno reconoce que el hidrógeno renovable es una solución sostenible clave para la descarbonización y el desarrollo de una economía verde de alto valor añadido.
Para 2030, la estrategia prevé una capacidad instalada de electrolizadores de 4 GW y una serie de hitos en los sectores industrial, de movilidad y eléctrico. La red de gasoductos de hidrógeno en España se basa en un análisis de alto nivel y permitiría la coexistencia de gas natural e hidrógeno durante un período definido, optimizando el uso de las infraestructuras actuales para atender la demanda potencial de la industria y garantizando la seguridad del suministro. Al mismo tiempo, la columna vertebral pretende aprovechar el importante potencial de los recursos solares fotovoltaicos y eólicos terrestres de España, lo que podría permitir la exportación de hidrógeno verde a otros países europeos.
De este mismo, velando también por el papel de España como país de tránsito, con infraestructura de oleoductos para transportar hidrógeno de bajo costo producido en el norte de África a centros de demanda en Europa occidental.
Las infraestructuras a desarrollar
Para 2030, los clústeres industriales al alcance de la red paralela propuesta y, por lo tanto, relevantes para el desarrollo inicial de la columna vertebral se encuentran a lo largo de la costa mediterránea y en el centro y norte de la península.
Posteriormente, el desarrollo de la red garantizará la cohesión entre las diferentes regiones de demanda, integrando también los múltiples puntos de suministro que se distribuirán por toda la geografía.
La ambición a largo plazo de España trata de ser uno de los principales proveedores de hidrógeno en Europa, basándose en su importante potencial solar fotovoltaico y eólico a gran escala e híbrido para producir hidrógeno verde.
La red troncal nacional lo permitirá conectando con Francia a través de las conexiones existentes de Larrau (2035) e Irún (2040) y creando una nueva ruta a través de Cataluña para 2040. Las conexiones con el norte de África se pueden hacer a partir de 2035 para complementar la oferta nacional con importaciones del sur para cubrir la demanda en Europa Central.
GreenH2Pipes: la red de transporte de hidrógeno reutilizable
En España tenemos un importante consorcio que está abordando la reutilización de infraestructuras existentes para el gas natural y adecuarlas para ela distribución de hidrógeno. Este proyecto esta participado por ocho empresas: AMES, Estamp, Enagás, Exolum, H2Greem, H2Site, Nano4Energy y Rovalma; y 6 centros de investigación: CEIT, Centro Nacional de Hidrógeno–CNH2, CSIC, ITECAM, Tekniker y la Universidad Rovira i Virgili-URV.
El proyecto GreenH2Pipes busca desarrollar la tecnológia necesaria para impulsar la producción de hidrógeno y el transporte a través de la red gasista. También, considera la fase posterior de almacenamiento mediante portadores orgánicos líquidos.
Este ambicioso proyecto tiene tres líneas de trabajo independientes. Estas son: la generación, el transporte de hidrógeno y su almacenamiento. Se trata de un paso más hacia la descarbonización del sistema energético
Las partes del proyecto GreenH2pipes
El primer punto de trabajo consiste en investigar nuevos materiales y procesos para fabricar una nueva generación de electrolizadores PEM (Proton Exchange Membrane). El objetivo es reducir los costes de fabricación, a la vez que se aumenta la eficiencia y durabilidad.
Las empresas y centros de investigación encargados de esta fase del proyecto serán Estamp, H2Greem, Nano4Energy, Rovalma, CEIT, CNH2, CSIC, ITECAM y Tekniker.
La segunda línea de investigación se centra en la eliminación de barreras para la inyección de hidrógeno en el sistema gasista. Contempla el diseño conceptual de una planta de inyección de hidrógeno, la construcción de un lazo de pruebas (HyLoop) en el Centro de Metrología e Innovación de Enagás en Zaragoza. Allí se realizarán ensayos de caracterización de materiales. El objetivo perseguido es ampliar el conocimiento sobre la idoneidad de las redes de gas para el transporte de hidrógeno.También, se validarán métodos para garantizar la calidad del hidrógeno inyectado y tecnologías de separación del hidrógeno y el gas natural.
En esta fase, se desarrollará inteligencia artificial para optimizar la operación de plantas que convierten energía eléctrica en hidrógeno (power-to-gas) y lograr el acoplamiento entre la red eléctrica y red gasistica. Las compañias que partipan en estos puntos son: Enagás, CNH2, Tekniker, H2Site y la Universidad Rovira i Virgili.
Exolum y CNH2 trabajan en la percera fase del proyecto. Consiste en el desarrollo de nuevos catalizadores que favorezcan el almacenamiento de hidrógeno en forma líquida a través de su combinación con líquidos orgánicos portadores de hidrógeno, comunmente conocidos como LOHC.
Las infraestructuras para 2030
Para 2030, los clústeres industriales al alcance de la red paralela propuesta y, por lo tanto, relevantes para el desarrollo inicial de la columna vertebral se encuentran a lo largo de la costa mediterránea y en el centro y norte de la península.
Posteriormente, el desarrollo de la red garantizará la cohesión entre las diferentes regiones de demanda, integrando también los múltiples puntos de suministro que se distribuirán por toda la geografía.
La ambición a largo plazo de España trata de ser uno de los principales proveedores de hidrógeno en Europa, basándose en su importante potencial solar fotovoltaico y eólico a gran escala e híbrido para producir hidrógeno verde.
La red troncal nacional lo permitirá conectando con Francia a través de las conexiones existentes de Larrau (2035) e Irún (2040) y creando una nueva ruta a través de Cataluña para 2040. Las conexiones con el norte de África se pueden hacer a partir de 2035 para complementar la oferta nacional con importaciones del sur para cubrir la demanda en Europa Central.
La red de transporte de hidrógeno europea
Se trata de una iniciativa impulsada por European Hydrogen Backbone. EHB es un grupo de gestores europeos de redes de transporte de gas (GRT). Para el transporte de hidrógeno por toda Europa han redactado un plan donde se describe una infraestructura de gasoductos de hidrógeno. La bsae del plan consiste en reutilizar los gasoductos de gas natural mediante adaptaciones necesarias.
Empezaron con una red básica que abastecia nueve paises de la Unión Europea y Suiza. Después, la propuesta ha avanzado y actualmente cubre 19 paises de la Unión Europea más Suiza e Inglaterra.
Se han elaborado mapas detallados de una amplia red para la distribución de hidrógeno para 2030, 2035 y 2040. Existe un desglose actualizado de los gaseoductos reconvertidos. El documento incluye el diseño de nuevos gaseoductos y un presupuesto aproximado para construirlos.
Hay estudios con las ubicaciones de posibles ubicaciones de almacenamiento de hidrógeno. La cantidad de almacenamiento considerada se ha calculado, no obstante, se revisará para adaptarse a las necesidades del momento.
Hay un amplio consenso sobre el gran papel futuro para el hidrógeno en un sistema energético europeo descarbonizado. También, un papel decreciente para el gas natural y otros combustibles fosiles, que serán sustituidos por biometano.
El futuro de la red de transporte de hidrógeno en Europa
La visión de la columna vertebral europea del hidrógeno parte del statu quo actual y asume un alto nivel de ambición para las futuras políticas de cambio climático. Los plazos para la ampliación del hidrógeno pueden variar de un país a otro. Por lo tanto, mientras que para algunos países ya se dispone de información más detallada sobre la infraestructura de hidrógeno prevista, esta información aún no está disponible en otros países.
Para 2030, la red troncal europea del hidrógeno (EHB) podría consistir en una red inicial de tuberías de 11.600 km, conectando los valles de hidrógeno emergentes. La infraestructura del hidrógeno puede entonces crecer hasta convertirse en una red paneuropea, con una longitud de 39.700 km para 2040. Se puede esperar un mayor desarrollo de la red después de 2040. Además, los mapas muestran posibles rutas adicionales que podrían surgir, incluidos posibles interconectores y oleoductos en alta mar en regiones fuera del área donde los miembros de EHB están activos. La red troncal paneuropea de hidrógeno ampliada propuesta puede apoyar aún más la integración de fuentes de energía renovables y limpias en regiones que aún no estaban incluidas en el plan inicial de la red troncal europea del hidrógeno publicado en 2020.
Una red troncal del hidrógeno
La red troncal europea del hidrógeno crea una oportunidad para acelerar la descarbonización de los sectores energético e industrial, al tiempo que garantiza la resiliencia del sistema energético, una mayor independencia energética y la seguridad del suministro en toda Europa. Esta visión puede lograrse de una manera rentable, pero requiere una estrecha colaboración entre los Estados miembros de la UE y los países vecinos y un marco regulador estable, de apoyo y adaptable.
Además de los mapas que muestran la posible topología futura de la infraestructura de hidrógeno, el informe también proporciona un desglose actualizado de los gasoductos reutilizados frente a los nuevos y estimaciones de los costos totales de inversión hasta 2040. La red troncal europea del hidrógeno de 39 700 km para 2040, requiere una inversión total estimada de 43 a 81 000 millones de euros. Esta basada en el uso del 69 % de los gasoductos de gas natural reutilizados y el 31 % de los nuevos tramos de gasoductos.
Una gran inversión en infraestructuras
La inversión por kilómetro de tubería es menor en comparación con los costes de inversión en red estimados en el plan inicial europeo de la red troncal del hidrógeno. Si bien el plan inicial solo incluía estimaciones de costos para gasoductos con un diámetro de 48 pulgadas, esta actualización tiene en cuenta que una gran parte de la infraestructura de gas natural de hoy y de la infraestructura de hidrógeno de mañana consiste en tuberías más pequeñas de 24 o 36 pulgadas.
Los oleoductos más pequeños son más baratos de reutilizar. Esto reduce los costos de inversión en general. Sin embargo, los costes operativos para transportar hidrógeno a lo largo de 1.000 km son más altos para las tuberías de menor diámetro en comparación con las tuberías de mayor diámetro. Por lo tanto, se elevan los costes de transporte nivelados para todo el EHB a 0,11-0,21 € por kg de hidrógeno. Esto es ligeramente superior a la estimación del año pasado de 0,09 € a 0,17 €. Aún así el EHB afirma que es una opción atractiva y rentable para el transporte de larga distancia de hidrógeno. Sobretodo, teniendo en cuenta un coste de producción futuro estimado de 1,00-2,00 € por kg de hidrógeno.
La vía de infraestructura propuesta hasta 2040 muestra la visión de 23 GRT europeos de gas. Esta basada en análisis nacionales de la disponibilidad de la infraestructura de gas natural existente. También, considerala evolución futura del mercado del gas natural y la evolución futura del mercado del hidrógeno. No obstante, es importante tener en cuenta que la solución de infraestructura final dependerá en gran medida de la dinámica futura de la oferta y la demanda del sistema energético integrado. Esto incluye el gas natural, el hidrógeno, la electricidad y el calor.
