Mientras algunas voces claman contra el supuesto error de considerar el hidrógeno renovable como el principal sustituto de los combustibles fósiles en el camino hacia la neutralidad de carbono en 2050 por su alto coste y las dificultades técnicas que plantea, las administraciones públicas y el sector privado parecen no darse por enterados y no solo no cejan en su empeño de construir una economía del hidrógeno, sino que no dejan de subir la apuesta. La Unión Europa mantiene su objetivo de producir e importar 20 millones de toneladas de hidrógeno en 2030 y no dejan de anunciarse proyectos que hagan posible alcanzar ese objetivo. Uno de los más recientes es la Red Troncal Española de Hidrógeno sobre la que Enagás dará más detalles a finales de enero; de momento ha conseguido que más de 200 empresas muestren interés por la propuesta, así que ¿hay una demanda real detrás del hidrógeno renovable o estamos ante un hype?
La guerra de Ucrania, que también es una guerra energética, ha dejado claro lo que puede sucederle a Europa si le tocan el suministro del gas que todavía es esencial en muchas aplicaciones industriales, pero también para calentar hogares y comercios. Actualmente estos últimos consumen el 14% del total y en 2023 en torno al 16% de la electricidad producida todavía se generó gracias a esta fuente primaria de energía. A pesar de ser más caro que antes y del avance progresivo de las energías renovables, que el año pasado produjeron por primera vez más del 50% de la electricidad consumida en España, el gas se ha mantenido en torno al 20% de la energía primaria a lo largo de los últimos 20 años, de acuerdo con el último ‘Balance Energético de España’, publicado el pasado mes de diciembre con datos hasta 2022 por la Secretaría General de Prospectiva, Estrategia y Normativa en Materia de Energía.
Eso por no hablar de los productos petrolíferos que en ese mismo año se utilizaron para cubrir el 45,5% de ese consumo de energía primaria y que al igual que el gas deben importarse en tu totalidad al precio que dictan los mercados internacionales. Así las cosas, el mencionado balance energético que se elabora desde el Ministerio para la Transición Energética concluye que la dependencia energética de España frente al exterior, pese a una ligera tendencia a la baja, es casi del 71%. Todavía.
Lo cierto es que los hidrocarburos son y seguirán siendo un elemento indispensable del mix energético y aunque las hojas de ruta nacionales y europea marcan la senda hacia su eliminación en pro de la transición energética, los retos tecnológicos y económicos que hacerlo representa están lejos de resolverse.
Pero no todo son malas noticias: la red de gas existente en España reuniría las condiciones para transportar una proporción de hasta un 20% de hidrógeno, eso sí, con algunas modificaciones técnicas. Así lo concluye el estudio ‘CavendisH2’, impulsado por la Asociación Española del Gas, Sedigas. Esto podría representar la doble oportunidad de reducir la importación de energía y las emisiones de efecto invernadero -siempre que el hidrógeno sea renovable, es decir que se genere de forma limpia y, además, competitiva- sin tener que afrontar la costosísima reconversión de las aplicaciones industriales y domésticas que ahora emplean distintos combustibles fósiles para generar llama, calor para calefacción o calentar agua.
¿Cuánto costará adaptar la red de gas natural al hidrógeno?
Claro que esa alternativa llamada hidrógeno -esperanza para algunos, bluf para otros- tampoco saldría gratis. El estudio de Sedigas le pone el cascabel al gato en cuanto a la adaptación de la infraestructura gasista actual. En un escenario en el que se adaptaran los activos de todos los municipios gasificados en España y se utilizase para satisfacer la misma demanda energética de hoy en día, “la inversión requerida para adaptar la infraestructura para escenarios crecientes de uso de hidrógeno renovable, desde el 5% al 20% en volumen, alcanzaría un importe de entre 92 millones de euros y 703 millones de euros, respectivamente”. En el peor de los casos, los autores del estudio aclaran que el coste de adaptación “representaría un 2% de los costes regulados anuales del sistema gasista en un periodo de amortización estimado de 20 años de vida útil”.
De paso, reclaman otras medidas como la simplificación y agilización de los procesos administrativos para poner en marcha proyectos de hidrógeno, al igual que la adopción de medidas que favorezcan el desarrollo de la tecnología y faciliten la inversión en las infraestructuras necesarias.
“España cuenta con dos grandes bazas para incorporar el hidrógeno renovable al modelo energético: una elevada capacidad de producción dadas las condiciones naturales de recursos renovables y una red gasista moderna y de calidad”, defiende el presidente de Sedigas, Joan Batalla. “Hablamos de una avanzada infraestructura gasista que cuenta con siete plantas de regasificación, seis conexiones internacionales, más de 14.000 km de red de transporte, 80.000 km de red de distribución y cerca de 8 millones de puntos de suministro, y que debería ser un elemento clave para habilitar y favorecer el despliegue de los gases renovables para acelerar la descarbonización”.
Interés creciente en España y Europa por el hidrógeno renovable
De acuerdo, técnica y económicamente es posible mezclar hidrógeno renovable con gas natural para reducir la dependencia energética y las emisiones contaminantes, pero todavía hace falta producir el enorme volumen de hidrógeno que equivaldría a ese 20% que se podría inyectar a corto plazo en los gasoductos actuales. ¿Por qué no se hace entonces? La respuesta es que hacerlo de forma limpia todavía es caro.
La forma más barata de obtener hidrógeno renovable mediante electrólisis del agua es, en general, a través de energía eólica terrestre, tal y como indica la herramienta del European Hydrogen Observatory que calcula el ‘Coste nivelado del hidrógeno’ en cada país: en el caso de España, costaría 5,5 €/kg, mientras que en Alemania, con un mix energético parecido en cuanto al protagonismo de las energías renovables, hacer lo mismo sería un euro más caro y en Irlanda -el país donde sale más barato- con un precio de 3,42 €/kg.
Más allá de los anuncios y planes de las compañías energéticas y los primeros proyectos relacionados con la producción de hidrógeno renovable a escala industrial que ya están en funcionamiento o en ejecución en España, ¿existe un interés real por el hidrógeno renovable de eso que llamamos, valga la redundancia, ‘economía real’?
En noviembre, Enagás cerró la primera fase de su ‘call for interest’ no vinculante relacionada con los primeros ejes de lo que será la Red Troncal Española de Hidrógeno. En este caso, más de 200 compañías, tanto productoras como consumidoras y comercializadoras, entre otras, han dejado patente su interés en el desarrollo de las infraestructuras de transporte de hidrógeno renovable que conectarán en un futuro la oferta y la demanda, tanto interna como externa, ya que también estará conectada con el futuro corredor H2Med (Barcelona-Marsella). Según ha informado Enagás, en la consulta también se ha recogido información sobre el mercado del amoniaco, oxígeno y CO2.
El próximo 31 de enero la gasista presentará los resultados obtenidos en el II Día del Hidrógeno de Enagás, junto con una propuesta más concreta para desarrollar la mencionada red. Enagás recuerda en la información que acompaña al evento que esta infraestructura se enmarca “en la apuesta de la Comisión Europea por el hidrógeno renovable como un elemento clave en la transición hacia una economía más sostenible y descarbonizada. Una apuesta que será realidad impulsando también la colaboración público-privada entre los Estados Miembros de la UE y las empresas involucradas”.
Otro ejemplo práctico lo proporciona Redexis. Esta distribuidora de gas cuenta ya con las aprobaciones administrativas para instalar un sistema de inyección de hidrógeno renovable en su gasoducto de San Juan-Cas Tresorer-Son Reus (Mallorca). Según la compañía, es el primer sistema de este tipo que se autoriza en España.
¿Qué hace falta para impulsar el hidrógeno renovable en España?
“Sobre todo en los últimos 15 meses es cuando estamos experimentando un mayor interés con el desarrollo de proyectos basados en hidrógeno renovable combinados, principalmente, con el suministro de energía eléctrica de origen renovable (fotovoltaica en mayor medida)”, afirma Borja López, socio fundador de Fbb Partners, boutique legal especializada en energías renovables que está en contacto con empresas interesadas en desarrollar proyectos ener
El origen de la electricidad es aspecto importante de la ecuación ya que, cuando exista un sello oficial para el hidrógeno renovable, lo primero que hará falta será demostrar que la electricidad empleada para producirlo también lo es. “Eso lo acredita la CNMC, y lo conseguimos mediante la firma de PPA con productores de energía -por ejemplo, con una sociedad titular de una planta fotovoltaica- o, bajo determinados requisitos, si la adquirimos directamente de la red”, aclara López.
De cara al vertido del producto a la red, “el siguiente paso es acreditar el origen renovable del hidrógeno, que se lleva a cabo por Enagás mediante la acreditación de determinados requisitos que tiene que aportar el productor; es un sistema en el que lleva trabajando más de un año”, añade este especialista con más de 15 años de experiencia en el sector energético para quien el siguiente reto “será coordinar los certificados de la CNMC y de Enagás”.
López menciona también otras cuestiones que todavía deben despejarse para permitir el desarrollo pleno de un ecosistema del hidrógeno renovable en España, en el que no faltan los proyectos relacionados con la oferta, “pero necesita definirse y desarrollarse la parte de la demanda, los clientes finales”, reconoce.
Otra tarea pendiente es la del desarrollo normativo específico y estable: “Hasta ahora no se concebía un h2 de origen renovable y, por lo tanto, está sujeto a normativas específicas que imponen barreras al desarrollo de proyectos, por ejemplo, ahora mismo sólo se pueden instalar electrolizadores en suelo urbano de uso industrial”. López aboga por que “en algún momento” se puedan desarrollar también “en suelo rústico de uso excepcional”.
Algo parecido reclama en relación con el uso de las infraestructuras de transporte (Enagás) o distribución (Nortegas, Madrileña de Gas, Redexis, etc.) de gas, “que implican ciertas restricciones en cuanto a la inyección de hidrógeno. Tenemos un objetivo muy ambicioso a nivel español y europeo de desarrollo de infraestructuras de hidrógeno, pero si bien el papel todo lo soporta, es necesario empezar a dar pasos desde las administraciones, muy decididos para poder cumplir con los mismos”.
Por otro lado, el socio de Fbb Partners considera que habrá que clarificar el uso del agua destinada a la producción de hidrógeno renovable. “Aquí hay opiniones y argumentos para todos los gustos -señala-, sobre si puede suponer un elemento que tense más el aprovechamiento del recurso hídrico en España, pero lo cierto es que es un aspecto más que viene a necesitar el uso de agua, con lo que ello comporte respecto de los organismos de cuenca y demás actores implicados”.
¿Y en cuanto a los fondos públicos para impulsar el hidrógeno renovable como los del Perte que ha impulsado el Gobierno? López se muestra optimista: “La mayoría de nuestros clientes están optando a ayudas y, lo cierto es que en nuestra experiencia están consiguiente acceder a ellas. En algunos casos se presentan en conjunto con otros desarrolladores. Tenemos un gran futuro por delante y creemos que va por el buen camino”.
Una de las empresas que ha hablado públicamente sobre su experiencia al respecto es Redexis. En una reciente entrevista concedida a Servimedia, su director de Desarrollo de proyectos de Hidrógeno, Alberto Andrés Alonso, afirmó que participan “en más de 120 proyectos relacionados con esta tecnología, de los que seis han obtenido ayudas del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE)”.
