En julio de 2020, Sedigas impulsó la creación del Think Tank para el Estudio de la Inyección y Almacenamiento del Hidrógeno en las Infraestructuras del Gas Natural con la participación de las entidades españolas más importantes relacionadas con este nuevo vector energético y el objetivo de facilitar el cumplimiento de los objetivos de descarbonización que se han fijado en España. Hablamos con el presidente del Think Tank, Javier Fernández, cuando se cumplen dos años de la creación de este laboratorio de ideas.

Por Juan Carlos Giménez

¿Qué balance hace de estos dos años de actividad del Think Tank?

A lo largo de estos años la actividad y el conocimiento del hidrógeno ha sido exponencial tanto en el mundo energético como en el propio Think Tank. Hemos avanzado mucho gracias a los tres grupos de trabajo que inicialmente se constituyeron: infraestructuras, utilización y transformación regulatoria; han aportado un enorme conocimiento sobre cómo facilitar el despliegue del hidrógeno aprovechando las infraestructuras gasistas existentes. Adicionalmente ha incorporado dos líneas de trabajo; un primer análisis sobre las reglas de mercado para el blending de hidrógeno en redes gasistas, y un análisis técnico, económico regulatorio y medioambiental sobre la incorporación del hidrógeno en las redes gasistas. Son varias las líneas de trabajo, enfocadas todas ellas a facilitar el mayor conocimiento posible para el uso de las infraestructuras y la incorporación del hidrógeno, lo cual aportaría una gran eficiencia desde el punto de vista económico en el proceso de transición a una economía descarbonizada.

¿Cuáles son las conclusiones más destacadas a las que han llegado los diferentes grupos de trabajo?

Dentro de los muchos avances realizados destacaría varias. La primera sería que es factible, con pequeñas modificaciones en el marco regulatorio y normativo, la incorporación de hidrógeno en el sistema gasista. Adicionalmente, que las infraestructuras gasistas españolas son modernas y utilizan materiales que - a priori - deberían hacer sencilla la transformación necesaria para la incorporación del hidrógeno. Por último, la relevancia de incorporar los gases verdes en las infraestructuras actuales como alternativa necesaria y prioritaria para materializar el proceso de descarbonización, al tiempo que se garantiza la eficiencia económica y la competitividad que demandan los consumidores finales.

¿Quién forma actualmente el Think Tank?

Entre los integrantes están la mayor parte de las empresas que forman Sedigas: transportistas (Enagás y Reganosa), distribuidores (Nortegas, Redexis, Madrileña Red de Gas y Nedgia), comercializadores (BP, Engie, Iberdrola, Pavilion, Repsol, Eni, ...). También asociaciones como el Centro Nacional del Hidrógeno, Asociación Española del Hidrógeno y Fundación para el Desarrollo de las Nuevas Tecnologías del Hidrógeno de Aragón. Por último, destacamos la participación del Ministerio de Transición Ecológica y Reto Demográfico.

¿Cómo es la interlocución del Think Tank con la Administración y el resto de las compañías gasistas?

La interlocución del Think Tank con las diferentes empresas y asociaciones está siendo fluida y muy constructiva, poniéndose en común recurrentemente los progresos realizados por cada uno de los grupos de trabajo. El reto principal para los próximos meses será la difusión de los avances logrados a las instituciones y organismos públicos (Ministerios, CNMC, Comunidades Autónomas…) quienes, ya actualmente, recurren al Think Tank para recoger ideas y recomendaciones concretas sobre cómo adaptar la normativa actual a la incorporación del hidrógeno en el sector energético.

¿Cuáles son los retos más inmediatos de cara a poner las bases para un adecuado desarrollo de la economía del hidrógeno en el país?

Actualmente nos encontramos con un proceso de descarbonización desordenado, sin tener en cuenta una visión completa del mismo. No están bien dimensionadas las diferentes alternativas de descarbonización atendiendo a sus impactos económicos, especialmente desde un criterio de utilización eficiente de los recursos. Venimos de unos años en los que se hablaba solo de electrificación y se destinan muchos recursos públicos en esta alternativa sin que haya existido voluntad de analizar en detalle otras alternativas claramente factibles y con gran capacidad de generar valor como es la incorporación de los gases renovables en la ecuación de descarbonización. Por eso nació el Think Tank. El reto más importante es contribuir a la creación de una hoja de ruta clara de cómo debería ser la incorporación de los gases renovables, considerando la infraestructura actual, como mejor alternativa para lograr descarbonizar nuestro modelo económico. Todo esto es el objeto del proyecto CavendisH2, bautizado así como referencia al químico que descubrió el hidrógeno, y que tendrá sus primeras conclusiones a final de año y en el que estamos trabajando todas las empresas del sector.

¿Cuáles son los factores clave para el desarrollo en España del hidrógeno como vector energético?

Me atrevería a señalar dos factores de mercado: el primero, un precio de producción competitivo respecto a otras alternativas. El segundo, la transformación de las infraestructuras actuales y la construcción de algunas nuevas que complementen las existentes para facilitar el encuentro entre productores y consumidores finales. Adicionalmente, el tercer factor sería el institucional, que no es menor: tanto desde el Ministerio, como desde la CNMC y las Comunidades Autónomas; flexibilidad y agilidad en los cambios regulatorios y de permisos y contribución con los incentivos adecuados al desarrollo del hidrógeno cuidando especialmente los posibles impactos en la competitividad del tejido productivo. La capilaridad de la red gasista española es uno de los grandes activos que pueden facilitar la transición hacia el hidrógeno, pero ¿será preciso reformar o adaptar esta infraestructura? Efectivamente la capilaridad es uno de los mejores activos de la red gasista. Actualmente casi el 100% del mercado industrial está conectado al sistema gasista y los principales núcleos de consumo residencial y comercial también están conectados a una infraestructura resiliente, sólida y que es sinónima de garantía de suministro. Los gasoductos son modernos y utilizan materiales que serán válidos para la incorporación del hidrógeno. Será preciso hacer algunas modificaciones menores, pero en esencia la infraestructura existente será válida para tal fin.

2030 es una de las fechas clave en el camino hacia la descarbonización. En el caso del hidrógeno, ¿estamos en disposición de alcanzar los objetivos?

Esto dependerá principalmente de la dinámica del mercado y de la implicación institucional. Las empresas gasistas estaremos listas porque venimos trabajando en ello desde hace tiempo, dado que éramos conscientes de la necesidad de disponer de un plan alternativo. Nuestro sector se ha caracterizado siempre por ser riguroso en los aspectos técnicos, de ejecución y en los de eficiencia económica además de garantía de suministro. No hace tanto tiempo que el gas que se conducía por nuestras infraestructuras tenía un contenido de casi el 50% de hidrógeno, que era el conocido como gas ciudad. Fuimos capaces de adaptar la infraestructura entonces al consumo de gas natural y también incorporar adicionalmente la mayor parte del mercado de GLP canalizado. No tengo dudas que estaremos listos para adaptar una vez más nuestras redes a las nuevas alternativas que los consumidores demanden.

¿Qué experiencias destacaría como más relevantes entre las que se han puesto en marcha hasta la fecha en España?

Adicionalmente a los esfuerzos que ha venido haciendo el Think Tank, entre otros la demostración que nuestra red de distribución de fundición dúctil (menos del 1% del total) es compatible con la incorporación de diferentes porcentajes de hidrógeno, existen diferentes proyectos en fase de desarrollo u operación por parte de las empresas. Mencionaría por ejemplo el proyecto en desarrollo GreenHysland en Baleares con la participación de Enagás y de Redexis, que transportará y distribuirá hidrógeno - tanto puro como en blending - a diferentes segmentos de mercado, o el proyecto H2SAREA de Nortegas, ya en operación, que está probando la incorporación de diferentes porcentajes de blending de H2 con gas natural en una red aislada de gas, a través de una infraestructura existente suministrando energía a un sistema de calefacción y de agua caliente.

Hablemos del almacenamiento del hidrógeno. ¿Podrían utilizarse las actuales infraestructuras como regasificadoras o almacenamientos subterráneos?

Actualmente existen varias líneas de estudio e investigación sobre esto. La utilización de las actuales plantas de gas natural licuado (GNL) para el almacenamiento de hidrógeno líquido (LH2) no es posible directamente. El LH2 está a una temperatura de -253ºC frente a los -161ºC del GNL. La diferencia de casi 90ºC entre los puntos de ebullición hacen que la mayor parte de los materiales y sistemas de aislamiento de una planta de GNL no sean adecuados para su utilización con el LH2. En cualquier caso, dada la ubicación costera de las plantas de GNL, éstas se podrían reconvertir a la recepción de otros vectores de transporte de H2, como amoniaco (NH3) o líquidos orgánicos portadores de hidrógeno (LOHC), utilizando parte de los equipos existentes. En cualquier caso, estas son alternativas que están actualmente en estudio. Respecto a los almacenamientos subterráneos, hay un consenso general de que las cavidades salinas pueden reconvertirse a H2 sin grandes problemas, por supuesto, después de un análisis de la idoneidad de todos los equipos e instalaciones actuales. Con relación a los almacenamientos porosos, como yacimientos de gas natural agotado o acuíferos, existen todavía lagunas en el conocimiento que son preciso resolver. En la actualidad hay muchos proyectos de I+D+i en marcha para resolver estas cuestiones y para determinar la idoneidad de estos; en cualquier caso, habría que estudiar caso a caso, dada la determinante influencia de las características geológicas del almacenamiento en las incompatibilidades potenciales con el H2.

¿Están suficientemente acompasadas las iniciativas de España y la UE para impulsar el hidrógeno?

Efectivamente creo que ambas comparten la apuesta en un entorno que además está evolucionando a mucha velocidad, desde el Fit For 55 al REPowerEU como ejemplos de ello. Quizá la única diferencia que existía, y que la realidad se está encargando de corregir, era la mayor apertura de Europa a la utilización de la infraestructura actual gasista en el desarrollo del hidrógeno, de la que se apropiaron algunos países como Portugal, frente a una posición inicial más tibia de España. No obstante, sí vemos una evolución en ese posicionamiento hacia una mayor apuesta por la utilización de las infraestructuras actuales, que todavía no se ha plasmado en la práctica, y que esperamos no tarde en transformarse en realidad.

La interconexión con Europa es otro aspecto clave. ¿Estamos preparados para exportar hidrógeno?

Por su ubicación geográfica, España tiene unas características excepcionales para ser un productor líder de hidrógeno en Europa, pero para ellos será necesario disponer de unas adecuadas interconexiones de transporte con el resto de Europa. Independientemente de que al final se construyan las interconexiones gasistas a través de un país u otro (Francia o Italia), lo relevante es que sean compatibles para poder vehicular hidrógeno, cuestión que consideramos positiva pensando en una adecuada planificación de largo plazo de las infraestructuras. Pero, por otra parte, creo que tenemos que ser prudentes y medir bien los tiempos en la evolución de la economía del hidrógeno. Primero, deberíamos ser capaces de completar una hoja de ruta en España en cuanto a la utilización del hidrógeno, tanto desde el punto de vista de balance energético, como de adaptación de las infraestructuras. Después debería venir el análisis de las infraestructuras para la exportación, si del primer ejercicio se demuestra que existirán esos excedentes y podemos contribuir con ellos a cubrir déficits de producción de nuestros vecinos europeos.