La iniciativa European Hydrogen Backbone (columna vertebral del hidrógeno europeo, EHB por sus siglas en inglés) hizo público en abril la actualización de su plan de desarrollo, anunciado en primer término en julio de 2020. Se trata de poner en marcha una infraestructura específica para el transporte de hidrógeno en el viejo continente. Una red de 39.700 km que, en 2040, deberá conectar 21 países, y seguir creciendo en años posteriores. Una infraestructura de hidrógeno paneuropea, y basada en gran medida en la adaptación de la infraestructura de gas existente.

Juan Carlos Giménez

La propuesta recién actualizada tiene su origen en el primer informe de EHB, publicado en julio de 2020, que preveía una infraestructura de 23.000 km en diez países. Fueron once operadores gasistas de nueve países europeos quienes pusieron en marcha el proyecto: Enagás (España), GRTgaz y Teréga (Francia), Snam (Italia), OGE y ONTRAS (Alemania), Fluxys Belgium (Bélgica), Gasunie (Países Bajos), Energinet (Dinamarca), Swedegas (Suecia) y NET4GAS (República Checa).

La premisa del informe partía del hecho de que la actual infraestructura europea de gas puede adaptarse al transporte de hidrógeno a un coste asequible y que, en consecuencia, es factible crear una “columna vertebral” energética que vincule industrias, plantas de producción, lugares de captura y almacenamiento de carbono y grandes plantas de generación renovable.

El 75% de la red consistiría en tuberías tradicionales reacondicionadas, y el 25% restante en tuberías nuevas. Con un coste estimado muy poco preciso, puesto que se situaba en una amplia horquilla de entre 27.000 y 64.000 millones de euros. Pero que se puede considerar modesto incluso en el escenario más gravoso, teniendo en cuenta el tamaño previsto de los mercados del hidrógeno.

La iniciativa EHB no ha tardado en captar el interés de más agentes, y en abril de este mismo año se ha presentado una segunda versión del informe en el que 13 nuevos operadores se suman a la iniciativa: Creos (Luxemburgo), DESFA (Grecia), Elering (Estonia), Eustream (Eslovaquia), FGSZ (Hungría), Gasgrin (Finlandia), GAZ-SYSTEM (Polonia), GCA y TAG (Austria), GNI (Irlanda), National Grid (Reino Unido), Nordion Energi (Suecia, que ha absorbido al anterior socio Swedegas) y Plinovodi (Eslovenia).

40.000 km, 81.000 millones de inversión

Frente a los 23.000 kilómetros previstos inicialmente, EHB pasa a contemplar ahora una red troncal de casi 40.000 km para el año 2040, con una inversión total estimada de entre 43.000 y 81.000 millones de euros. Aproximadamente el 69% de la red propuesta se basa en la reutilización de redes de gas natural ya existentes. El 31% restante serían de nueva construcción, necesarias allí donde sea preciso conectar nuevos compradores o en países con redes de gas poco desarrolladas en la actualidad.

El coste estimado por kilómetro de gasoducto es menor a la propuesta anterior, que únicamente incluía estimaciones para gasoductos de 48 pulgadas de diámetro. El informe más reciente tiene en cuenta gasoductos actuales y futuros de menor tamaño, cuya adaptación requiere menores costes. Transportar hidrógeno a 1.000 kilómetros de distancia se estima que tendrá un coste medio de entre 0,11 y 0,21 euros por kilogramo, que lo convierte en rentable para largas distancias.

En cualquier caso, los mapas de la infraestructura de transporte de hidrógeno prevista para los años 2030, 2035 y 2040 son el resultado de las previsiones de los 23 operadores de gas europeos actualmente asociados a EHB. Y se basan en el análisis de la posible evolución de la infraestructura para cumplir los objetivos de descarbonización. Pero ni las rutas diseñadas ni el calendario son definitivos. El resultado final dependerá básicamente de las condiciones de los mercados del hidrógeno y del gas natural, así como de la creación de un marco regulatorio estable.

Partiendo de esta premisa, no parece descabellado anticipar que, a través de España y Francia, pueda crearse, en el horizonte del año 2035, un corredor de hidrógeno hacia Alemania. Un canal que comunique la previsible fuerte demanda del norte de Europa con una producción masiva de gas verde en la península Ibérica, o incluso en el norte de África. Una ruta del hidrógeno que, por un lado, complementaría la intermitencia de la generación renovable en Europa, y por otra propiciaría la opción del almacenamiento. Y que propiciaría, en definitiva, un mayor desarrollo del mercado transfronterizo del hidrógeno.

Implicaciones en España

En el caso de España, la red de hidrógeno se basaría fundamentalmente en la actual infraestructura de gasoductos. Enagás opera la extensa red de transporte de gas que comprende más de 11.000 km de gasoductos. Esta red tiene seis conexiones internacionales: dos con África vía Tarifa y Almería (enlazando con los gasoductos de Magreb y Medgaz, respectivamente); dos con Portugal vía Badajoz y Tuy; y otros dos con Francia vía Irún y Larrau.

La principal novedad sería una nueva canalización que conecte Galicia con el centro de la península, donde se ubicaría el único gran depósito de almacenamiento subterráneo de hidrógeno en Yela (Guadalajara). Se completaría asimismo el corredor cantábrico, a través de Asturias y Cantabria, se conectaría la línea Yela-Larrau con el corredor mediterráneo, y se completaría la conexión de este último hasta la frontera francesa.

También es previsible la creación de clústeres industriales en torno a las grandes regasificadoras (Coruña, Gijón, Bilbao, Barcelona, Valencia, Huelva), además de en Madrid, Puertollano o Zaragoza. Y se adaptarían también al transporte de hidrógeno las dos actuales conexiones submarinas con el norte de África.

La red de gasoductos de hidrógeno en España permitiría la coexistencia tanto del gas natural como del hidrógeno durante un período definido, optimizando el uso de la infraestructura actual para atender la demanda potencial de la industria y garantizando la seguridad de suministro. Al mismo tiempo, la columna vertebral tiene como objetivo 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 modo, también se garantiza el papel de España como país de tránsito, con infraestructura de oleoductos para transportar el hidrógeno de bajo coste producido en el norte de África hasta los centros de demanda de Europa Occidental.

Hub del hidrógeno europeo

La ambición a largo plazo de España es ser uno de los principales proveedores de hidrógeno en Europa, aprovechando su importante potencial solar fotovoltaico y eólico a gran escala e híbrido para producir hidrógeno verde. En el contexto de esta Columna Vertebral para el hidrógeno en Europa cabe inscribir asimismo el Green Spider Project de Enagás, presentado a Bruselas como proyecto de interés común europeo. A través de una “tela de araña verde” se pretende desarrollar una red a gran escala de hidrógeno de origen renovable para su exportación a los grandes centros de demanda en el norte de Europa.

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 por Cataluña para 2040. Las conexiones con el norte de África se podrían realizar a partir de 2035 para complementar la oferta nacional con importaciones del sur para cubrir la demanda en Europa Central.

Junto a España, Italia sería no solo uno de los dos principales exportadores de hidrógeno verde, sino que ambos países se convertirían en grandes hubs para asegurar el abastecimiento del mercado europeo, gracias a sus conexiones con el norte de África.

Primeros resultados del Think Tank para la inyección de hidrógeno en la red de gas

Fruto del creciente interés que despierta el hidrógeno como fuente de energía primaria y como vector energético, la Asociación Española del Gas-Sedigas creó en julio de 2020 un Think Tank donde reflexionar y elaborar propuestas en torno a este gas, con el objetivo de facilitar el cumplimiento de los objetivos de descarbonización que se han fijado en España. Un laboratorio de ideas en el que participan las entidades españolas más importantes relacionadas con el hidrógeno.

 La red gasista tiene una infraestructura ya desplegada, por lo que el blending (introducción de hidrógeno en la red gasista) se perfila como una alternativa muy atractiva de consumo para absorber el objetivo de producción fijado en nuestro país. Este fue precisamente el tema de análisis del webinar celebrado el pasado 27 de abril dentro de la programación del Think Tank.

Con presentación a cargo del presidente de Sedigas Joan Batalla, el evento estuvo moderado por el presidente de esta plataforma de reflexión, Javier Fernández González, director de Regulación y Servicios Jurídicos de Nedgia. Y las ponencias corrieron a cargo de los presidentes de los tres grupos de trabajo en los que se ha estructurado el Think Tank: Regulación, a cargo de Yolanda Etxauri (Nortegas); Infraestructuras, encabezado por José Alfredo Lana (Enagás); y Utilización & Consumo, que presidente Marcos Abio (Redexis).

Joan Batalla señaló que “hacer frente al cambio climático y descarbonizar nuestro sistema energético es el mayor desafío al que nos enfrentamos como sociedad, y para hacerle frente será necesario un esfuerzo inversor en todas las energías renovables, en el que el sector gasista va a tener sin duda un gran protagonismo”. A juicio del presidente de Sedigas, “a las indudables ventajas del hidrógeno se une la posibilidad de acompañar su despliegue con un proceso de creación de cadenas de valor industrial, un vector energético sostenible capaz de convertirse en una de las palas de la reactivación económica”. 

Por su parte, Javier Fernández apuntó al hecho de que “las redes gasistas son nuevas, amplias, llegan a casi todos los consumidores energéticos, y por tanto la contribución que tenemos que hacer es invertir rápido y estar dispuestos y adaptados para proveer de alternativas a los desarrolladores encargados de introducir el hidrógeno para que llegue a los consumidores finales”. En su opinión, “utilizando la máxima capacidad permitida hoy por la regulación en España, a través de blending en la red gasista se podría cubrir más del 30% del objetivo fijado para el año 2030, pero con una adaptación adecuada de la regulación y mínima en infraestructura y equipos finales, se podría asumir un 20% de blending, que permitiría cumplir el 100% de los objetivos fijados”.

Necesidad de mayor reglamentación técnica

Yolanda Etxauri puso el acento en el hecho de que “la regulación básica permite ya la inyección de hidrógeno en las redes gasistas, pero requiere mayor detalle y reglamentación técnica”, y señaló que su grupo de trabajo está inmerso actualmente en la labor de análisis de dos textos legales básicos como la Ley de Hidrocarburos y el Real Decreto 1434 -que regula las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de gas natural- para estudiar su adecuación al nuevo escenario, y singularmente si las instalaciones necesarias para la inyección de hidrógeno en la red gasista están reconocidas como activos del sistema.

Desde la perspectiva de las infraestructuras, José Alfredo Lanas expuso los avances en cuanto a proyectos de inyección de hidrógeno en una red real de distribución, experiencias para las que se han seleccionado dos poblaciones reales. La arquitectura de red, el diseño de punto de inyección y las implicaciones en operación y seguridad fueron señalados por Lanas como los aspectos críticos a analizar en esta experiencia.

Finalmente, Marcos Abío, desde el grupo de trabajo de utilización y consumo, apuntó a los principales aspectos que serán objeto de su atención, como son la estructura de proceso a desarrollar; la tipología de los datos de las instalaciones de la que será preciso disponer y que habrá que gestionar; determinar las tipologías de análisis a desarrollar; y la atención permanente a las experiencias piloto, de manera que sea posible identificar conflictos reales, y proponer las soluciones pertinentes.

En cifras

11.600 kilómetros de red para 2030

39.700 kilómetros de red para 2040

Inversión: 43.000-81.000 millones de € en infraestructuras en 2040.

Coste del transporte: 0,11-0,21€ por kilo de hidrógeno por 1.000 km.

69% de gasoductos de gas natural adaptados al hidrógeno.