El frente energético abierto tras la invasión de Ucrania ha hecho que Europa se vuelque en una búsqueda, por momentos desesperada, de proveedores de gas natural alternativos a Rusia, pero también en otro tipo de carrera que llevará tiempo para cambiar el modelo energético hacia el biogás y el hidrógeno. La mutación del gasoducto MidCat en el H2Med es una buena muestra de este cambio de estrategia guiado por la descarbonización. En medio de los temores al desabastecimiento de gas en todo el continente de cara al próximo invierno, lo cierto es que en España el gas ha sido la primera fuente de generación de electricidad durante 2022, algo que no ocurría desde 2010. Por su parte, las grandes empresas gasistas apuestan por mantener su red de distribución actual e incluso ampliarla puntualmente, dado que además esta infraestructura podría usarse para transportar hasta un 30% de hidrógeno.
Algunos ya veían como algo cercano que España tuviera un mix energético libre de combustibles fósiles con la ayuda inesperada del veto a los hidrocarburos rusos tras la invasión de Ucrania, pero lo cierto es que el año 2022 será recordado, entre otras muchas cosas, por el récord en lo que se refiere al consumo de gas natural para producir electricidad. No pasaba desde hace 12 años. Visto en clave de transición energética puede considerarse un paso atrás, pero es algo que simplemente describe cómo funciona actualmente el sistema energético español, en el que la diversificación de las fuentes primarias de energía sigue siendo clave y, de hecho, es una de las características que mejor lo definen. Y el gas está ahí, entre otras cosas, para suplir la intermitencia de las energías renovables.
El balance anual de Red Eléctrica Española (REE) relativo a 2022 corona al gas (ciclo combinado) como la primera fuente de generación con un 24,8% del total -frente al 17% que supuso en 2021-, y eso que el año pasado la demanda eléctrica nacional bajó un 3,2%, una vez descontados los efectos de temperatura y calendario. Su aportación creció más del 70% comparada con un año antes. Por debajo quedan la energía eólica (22,1%) y la nuclear (20,2%). El agua, en plena sequía, apenas fue capaz de aportar el 6,5% de la producción de energía eléctrica, de hecho, se hunde prácticamente un 40% y cierra el año con su menor aportación de las últimas tres décadas. Eso sí, los datos de REE concluyen que la suma de todas las fuentes renovables representó el 42,2% del mix nacional.
Hay que recordar, no obstante, que el pasado verano la Comisión Europea consiguió incluir el gas y la energía nuclear en el reglamento de la taxonomía verde que tiene como fin orientar las inversiones privadas hacia aquellas menos contaminantes y que permitan avanzar hacia la transición energética. De esta forma, los nuevos proyectos relacionados con estas tecnologías podrán optar también a recibir ayudas públicas en los próximos años. Por lo que se refiere al gas en particular, las centrales susceptibles de recibir financiación pública deberán emitir menos de 270 kg de CO2 por KW/h producido y contar con un permiso de construcción anterior a 2030.
Una red de gasoductos para gas… e hidrógeno
La derivada energética de la invasión de Ucrania acometida por Rusia -de la que se va a cumplir un año- ha llevado a la Unión Europea a cortar los vínculos energéticos con Putin y a buscar proveedores alternativos, pero a corto plazo no hay nada que permita reemplazar al gas natural del que la Unión Europea obtiene el 25% de la energía primaria que consume. El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) estima que en 2030 los ciclos combinados de gas todavía aportarán al mix energético el 9% del total, por encima del 7% que sumará la energía nuclear para esa misma fecha.
No sorprende, por lo tanto, que las gasistas (en realidad energéticas) sigan cuidando esta parte de su negocio actual -aunque tenga una fecha de caducidad ligada al objetivo europeo de alcanzar la neutralidad en carbono para el año 2050- e incluso que quieran ampliarlo en algún caso con nuevas tuberías, sin dejar, al mismo tiempo, de tomar posiciones en el proceso de transición energética. Porque el mercado de gases renovables (biogás e hidrógeno) es otra de las alternativas energéticas que se espera que despeguen al amparo de los planes climáticos de la Unión Europea.
Parte de la infraestructura asociada a la distribución de gas natural podría tener una segunda vida en ese futuro mercado de la energía, sobre todo si la economía del hidrógeno se hace realidad. “A grandes rasgos, los gasoductos actuales de gas natural pueden admitir un 30% de hidrógeno”, explicaba hace unos días el presidente de la Asociación Española del Hidrógeno, Javier Brey, en una entrevista publicada en National Geographic. No obstante, si ese porcentaje aumentase, deberían acometerse reformas de mayor calado. La iniciativa ‘European Hydrogen Backbone’ estima, por su parte, que entre un 60% y un 75% de las infraestructuras de gas natural existentes pueden ser reutilizadas para distribuir hidrógeno.
Ya hay en marcha experiencias que hacen pensar en un escenario de coexistencia de ambos gases, al menos mientras dure la transición, obligada, por otra parte, ya que la producción de hidrógeno será muy limitada inicialmente. Hace unos meses, el Instituto de Tecnología Cerámica (ITC-Aice) de Castellón realizó con éxito junto a Carburos Metálicos una combustión controlada en hornos cerámicos con un 20% de hidrógeno que, según destacaron los responsables de la prueba, es todo un hito en una industria gran consumidora de gas.
Planes de Enagás y Naturgy
El consejero delegado de Enagás, Arturo Gonzalo, dijo al presentar la nueva estrategia de la compañía hasta 2030, el pasado verano, que “este Plan nos posiciona para ser también un Hydrogen Network Operator (HNO) de referencia en 2030”, de acuerdo con la nomenclatura de la Unión Europea. “En 2030 toda la infraestructura de hidrógeno será transferida a esos HNO y está previsto que los TSO [en español, Gestor de Red de Transporte] podamos desempeñar esa función”.
La ruta está trazada, pero por el camino hay que seguir invirtiendo en la red actual. Enagás contempla unas inversiones de 1.780 millones de euros hasta 2030, de los que 890 millones corresponden al periodo 2022-2026 destinados a infraestructuras gasistas y de hidrógeno, así como los negocios asociados. Entre los proyectos concretos que acometerá están la adaptación de infraestructuras ante la previsión normativa de inyectar hasta un 3% de hidrógeno en la red gasista, la puesta en marcha y adecuación como centro logístico de la Planta de El Musel y el proyecto ‘Green Link’ de conexiones de biometano a la red. En total, 850 millones de euros, 470 de ellos hasta 2026.
La compañía reserva otra partida específica para las primeras infraestructuras dedicadas al transporte de hidrógeno renovable, HyDeal (en Asturias y Castilla y León) y Catalina (en Aragón y Comunidad Valenciana), las conexiones a la red de transporte, así como la investigación y desarrollo de nuevos almacenamientos de hidrógeno, con una inversión prevista de 690 millones de euros, de los cuales 235 millones se gastarán hasta 2026.
En cuanto a los negocios adyacentes a la actividad principal de Enagás, relacionados con el uso del GNL en sectores de difícil descarbonización como el transporte marítimo y con infraestructuras de ‘small scale’ y ‘bunkering’, así como con el uso de gases renovables en sectores como el de la movilidad, la entidad destinará otros 240 millones de euros hasta 2030, de los que 185 millones corresponden al periodo 2022-2026.
Y aunque el acuerdo final entre España, Francia y Portugal ha descartado definitivamente el gasoducto MidCat a través de los Pirineos (y retrasado su alternativa de hidrógeno, el H2Med), al igual que otro posible tubo que habría unido España e Italia, Enagás sí mantiene el proyecto de construir una tercera interconexión con Portugal cuyo coste se estima en 90 millones de euros.
Las líneas estratégicas de Naturgy para el futuro inmediato pasan en su mayor parte por el impulso a la generación con energías renovables, pero también por acelerar la penetración del hidrógeno verde y la creación de un mercado de gas renovable al final de la década. Como parte de su Plan Estratégico 2021-2025, Naturgy ha presentado en torno a un centenar de proyectos tractores destinados a la transición energética al amparo de los fondos para la recuperación económica poscovid impulsados por la Unión Europea.
Estos proyectos suponen oportunidades de inversión por valor de 13.800 millones de euros, de acuerdo con los datos de la compañía, y entre los mismos están la mayor planta de hidrógeno de España, que se levantará en La Robla (León) -un proyecto de 200 millones de euros pendiente todavía de obtener respaldo financiero de la Comisión Europea-, los desarrollos renovables en Meirama (Galicia) y otros proyectos de gas renovable en Cataluña, Castilla y León o Asturias, entre otras regiones.
