En el contexto de la imperiosa necesidad de descarbonizar la economía, el hidrógeno aparece como un vector energético fundamental: un elemento capaz de almacenar energía que pueda ser aprovechada con posterioridad, en el momento y lugar requeridos. No es por tanto una fuente de aprovisionamiento, sino un instrumento que permite, entre otras cosas, aprovechar al máximo la producción estacional que es característica de las fuentes renovables. Ahora bien: para poder cumplir esta función y convertirse en el gran reservorio energético futuro, requiere un entorno donde poder ser depositado de forma conveniente y segura, a la espera de su utilización bajo demanda. Repasamos cuáles son las principales modalidades de almacenamiento a gran escala.

Por Juan Carlos Giménez

Almacenar hidrógeno de forma eficaz es imprescindible para poder desarrollar un nuevo paradigma energético y una economía descarbonizada, sustentada en este gas como alternativa a los combustibles fósiles. Ahora bien, en comparación con los hidrocarburos, se trata de un elemento que presenta características físicas particulares que son necesarias considerar para su adecuado almacenamiento y transporte.

Su baja densidad en estado gaseoso, comparada con la que presentan los carburantes tradicionales, requiere tanques de mucho mayor volumen para almacenar la misma cantidad de energía, además de soluciones de alta presión. El hidrógeno puede almacenarse también en estado líquido, pero su licuefacción requiere un gasto considerable de energía, dadas las temperaturas extremadamente bajas que son necesarias para lograrlo.  

En cualquier caso, en un futuro próximo van a ser necesarias infraestructuras de almacenamiento y de transporte del hidrógeno renovable, que cubran tanto la cadena de producción como la de uso final. Y, si nos centramos en la primera de estas dos tareas, hay que decir que existen varias opciones para su reserva, y que elegir la más adecuada va a depender de diversos factores.  

Entre ellos cabe destacar, en primer lugar, factores cualitativos —el grado de pureza del gas a almacenar— y cuantitativos -los requerimientos en cuanto a volumen—. Pero habrá que tener igualmente en cuenta otras circunstancias, como el tiempo que vaya a permanecer en depósito, su destino final —con la consiguiente exigencia en cuanto a velocidad de descarga— o las necesidades de mayor o menor proximidad geográfica a los puntos de consumo.  

SOLUCIÓN ESCALABLE

El almacenamiento subterráneo de hidrógeno (UHS por sus siglas en inglés: Underground Hidrogen Storage), es una solución escalable que permite utilizar el hidrógeno como vector de flexibilidad. Dependiendo de la tecnología de almacenamiento subterráneo y de la frecuencia de los ciclos, es posible almacenar el hidrógeno a corto o largo plazo. Para acceder a todo el potencial del hidrógeno, es esencial llevar a cabo ambiciosos proyectos de almacenamiento.  

Según el informe “El papel del almacenamiento subterráneo de hidrógeno en Europa”, elaborado por H2eart for Europe, una alianza europea para acelerar la descarbonización mediante el almacenamiento subterráneo de hidrógeno Europa necesita 45 TWh de almacenamiento de hidrógeno para 2030. Los operadores de almacenamiento ya han iniciado 9,1 TWh de proyectos de UHS para ese año, lo que deja un déficit de almacenamiento de 36 TWh para satisfacer la demanda de hidrógeno. Colmar esta brecha requerirá inversiones de entre 18.000 y 36.000 millones de euros, según este informe, que cifra en un 70% la reducción de la huella de carbono del hidrógeno que proporcionaría la integración del UHS. Además, el almacenamiento subterráneo reduciría el coste de producción del hidrógeno gracias a un uso más eficiente de los sistemas.  

ALMACENAMIENTO SIN MEZCLA

A partir de la tecnología disponible en la actualidad, los métodos más habituales para acumular y conservar H2 se basan en su almacenamiento físico, ya sea como gas o líquido, pero siempre en forma molecular pura, sin mezcla con otros materiales. En el caso de su compresión en estado gaseoso, existen dos grandes opciones de almacenamiento: en tanques construidos al efecto, cuando se trata de volúmenes relativamente pequeños; y en grandes depósitos geológicos naturales, cuando las necesidades de reserva sean considerables.  

Es en esta última opción en la que nos centraremos en esta ocasión. Y es que, para una adecuada contribución del hidrógeno a una economía descarbonizada es esencial disponer de almacenamientos masivos, capaces de acoger volúmenes a gran escala, generados en los picos de producción de las grandes instalaciones de generación solar o eólica actuales y futuras. Hoy por hoy, la opción más adecuada y viable para concentrar reservas masivas de hidrógeno es utilizar grandes cavidades naturales, ya se trate de yacimientos agotados de hidrocarburos, de cavernas de sal, de minas o incluso de acuíferos. Algunos de estos recursos, capaces en el futuro de hacer acopio de ingentes volúmenes de H2 por un periodo de tiempo indefinido, son ya utilizados en la actualidad como reservas de gas natural.  

La reutilización de estos espacios subterráneos como grandes repositorios de este gas demanda en cualquier caso minuciosos estudios ambientales previos, así como un detallado y permanente control posterior que garantice en todo momento las necesarias medidas de seguridad. Y es que, para acumular hidrógeno en una cavidad natural, es imperativo que ésta reúna determinadas características geológicas y estructurales, que hagan viable un depósito seguro y eficiente.  

Entre esos requerimientos, los cinco más relevantes serían: una presión adecuada y constante, que impida la fuga de hidrógeno y mantenga la integridad de la estructura; una baja permeabilidad, que contribuya también a prevenir las fugas y otros efectos nocivos desde el punto de vista medioambiental; una estabilidad estructural suficiente, que evite colapsos y eventuales riesgos de seguridad; y una adecuada capacidad natural de aislamiento frente factores exteriores como la temperatura exterior, que pueden ser también causa de filtraciones o escapes.

Los almacenamientos geológicos tienen la ventaja de haber probado ya su eficacia como infraestructura logística para el gas natural. Estos grandes silos subterráneos tienen el aliciente de su gran volumen, lo que implica una mayor densidad energética, que es un factor esencial para que el almacenamiento de hidrógeno sea económicamente viable. Adicionalmente, su ubicación a muchos metros bajo el subsuelo, protegidos por una roca de recubrimiento, les otorga un plus en materia de seguridad.  

TIPOS DE ALMACENAMIENTOS

Entre los potenciales emplazamientos susceptibles de almacenar hidrógeno podemos distinguir cuatro categorías principales: yacimientos agotados (de petróleo o gas natural), cavernas de sal, minas abandonadas y acuíferos. Los yacimientos agotados de petróleo o gas natural presentan destacadas ventajas: gran tamaño, el hecho de que sus estructuras son bien conocidas por haber sido previamente utilizados, así como una infraestructura ya instalada tanto en el subsuelo como en la superficie, lo cual abarata su conversión en almacenamiento subterráneo. El principal inconveniente es la presencia de otros gases en la cavidad, que obliga al tratamiento y purificación del hidrógeno extraído.  

Las cavernas de sal, por su parte, son cavidades construidas a partir de depósitos naturales de sal, y son especialmente aptas para contener grandes cantidades de gas a alta presión. Los costes de construcción son comparativamente bajos, ya que la operación se lleva a cabo desde la superficie, a través de una sola perforación equipada con tuberías y equipos especiales. Pero, como sucede con los acuíferos, pueden estar sometidas a restricciones medioambientales.  

Las minas abandonadas presentan una gran variedad de tipologías, en cuanto a geología, técnicas de excavación, volumen o profundidad, si bien los potenciales emplazamientos aptos para contener gas son relativamente escasos. Las más profundas garantizan una óptima adaptación a los rangos de presión requeridos para el hidrógeno. También en este caso, la infraestructura preexistente repercute en un abaratamiento del coste de su reconversión. Pero son susceptibles de presentar riesgos de seguridad, asociados sobre todo a la garantía de estanqueidad.  

Como en el caso anterior, los acuíferos han sido ya utilizados para el almacenamiento de gas natural. Se trata de formaciones rocosas poco porosas y permeables, que requieren estar recubiertos por una capa de roca impermeable y para poder acoger gas. Es la opción menos madura y más debatida, ya que su utilización como depósitos de hidrógeno -previo desplazamiento o extracción del agua- requieren un detallado estudio de las posibles reacciones biológicas y químicas, junto al correspondiente análisis de riesgo medioambiental.  

CAVERNAS DE SAL, LA OPCIÓN PREFERIDA

Hoy por hoy, las cavernas de sal o cavidades salinas aparecen como la opción preferida, como ponen de manifiesto los proyectos que, en diferentes etapas de desarrollo, se han puesto en marcha en diferentes partes del mundo. Como por ejemplo la instalación más grande del mundo en cuanto a almacenaje de hidrógeno verde, localizada en Delta, una pequeña ciudad de Utah (Estados Unidos).  

Se trata de un centro de almacenamiento avanzado de energía limpia, diseñado inicialmente para convertir más de 220 MWs generados a partir de fuentes renovables, en 100 toneladas métricas por día de hidrógeno verde. Este volumen se almacenará posteriormente en dos enormes cavernas de sal, capaces de contener más de 300 GWh de energía limpia y disponible para su distribución.  

El proyecto inicial contempla una planta de ciclo combinado de 840 MW que estará operativa en 2025 y que inicialmente funcionará con una mezcla de 30% de hidrógeno verde y 70% de gas natural, y que reducirá paulatinamente este último hasta operar con un 100% de hidrógeno verde en 2045.  

Actualmente, en Europa hay más de 300 cavidades salinas en operación como almacenamiento de gas natural, que también podrían almacenar hidrógeno. Según un estudio del International Journal of Hydrogen Energy, en Europa hay suficientes cuevas de sal como para almacenar, en teoría, hasta 84,8 petavatios hora (PWh) de energía basada en el hidrógeno. En el norte de Alemania, el proyecto HPC Krummhörn se plantea reconvertir una mina de sal en depósito de hidrógeno. Está previsto que la instalación sea operativa este mismo año, con una capacidad total de 200.000 metros cúbicos.

Y una iniciativa similar se localiza en las cavidades salinas de Zuidwending, cerca de Groningen (Países Bajos). La promotora es HyStock, filial de la gasista neerlandesa Gasunie, y está previsto que la primera caverna de sal como repositorio de hidrógeno sea operativa en 2028. Otras tres lo serán poco después de 2030, en consonancia con el previsible crecimiento del mercado de hidrógeno renovable.  

Otro proyecto en marcha es Hypster (Hydrogen Pilot Storage for large Ecosystem Replication o Almacenamiento piloto de hidrógeno para la replicación de grandes ecosistemas). Lanzado oficialmente en enero de 2021, el proyecto pretende utilizar el almacenamiento en cavernas de sal para conectar la inyección de hidrógeno por electrólisis a usos industriales y de movilidad. También pondrá a prueba la reproducibilidad técnica y económica del proceso en otros emplazamientos de Europa.  

EN LA RED TRONCAL ESPAÑOLA

En cuanto a previsiones en España para este tipo de proyectos, hay que decir que el almacenamiento de hidrógeno en cavernas salinas es un ámbito poco desarrollado por el momento, pero que está suscitando interés. El actual diseño de la red troncal española, por ejemplo, contempla dos almacenamientos subterráneos de hidrógeno, en Cantabria y en el País Vasco que han sido incluidos en la lista definitiva europea de Proyectos de Interés Común. Ambos se habilitarán aprovechando cavidades salinas, y su capacidad prevista será de 335 y 240 GWh respectivamente.  

Por otro lado, un estudio llevado a cabo por investigadores de la Escuela Técnica Superior de Ingenieros de Minas y Energía de la Universidad Politécnica de Madrid ha propuesto un almacenamiento geológico de hidrógeno verde en Poza de la Sal (Burgos), en cuyo subsuelo se localiza un diapiro (estructura geológica salina).

El trabajo académico considera las cavernas de sal como almacenamientos subterráneos adecuados para el hidrógeno puro, pues presentan un buen sello y una muy baja permeabilidad, lo que asegura una mínima pérdida del gas almacenado y un riesgo muy bajo de contaminación con impurezas del entorno. En su propuesta, los investigadores abogan por la producción del hidrógeno a través de electrólisis, para lo que se utilizaría el excedente de energía procedente del cercano parque eólico Páramo de Poza.  

Los autores proponen la construcción de dos cavernas de almacenamiento con iguales dimensiones, a una profundidad de 1.000 metros. Una parte del hidrógeno almacenado (gas base o gas colchón) debe permanecer siempre en la cavidad con el fin de mantener la presión mínima que asegure su estabilidad. El resto (gas de trabajo) puede ser extraído cuando sea necesario. En este caso, se ha calculado una masa de gas trabajo y gas colchón de 3.5 y 2.3 millones de kilogramos, respectivamente.  

POTENCIAL EN EUROPA Y EN ESPAÑA

Según un estudio del ‘International Journal of Hydrogen Energy’, Europa tiene suficientes cuevas de sal como para almacenar teóricamente hasta 84.8 petavatios-hora de energía basada en el hidrógeno. Aunque previsiblemente solo un porcentaje muy pequeño sea reaprovechable, hay que tener en cuenta que, con solo 1PWh, sería suficiente para abastecer a toda Alemania durante un año.  

Cabe mencionar asimismo el informe “Technical Potential of Salt Caverns for Hydrogen Storage in Europe”, que señala a España como uno de los países europeos con mayor potencial en esta futura tecnología de almacenamiento. En concreto, señala que se han localizado un total de 24 cuevas de sal, solo por detrás de Alemania y de los Países Bajos.  

La más importante de todas es conocida como la Montaña de Sal de Cardona, en Cataluña. Tiene una extensión de 1.800 metros de longitud por 600 de ancho, y una superficie de unas 100 hectáreas, aproximadamente. En total, España tiene una capacidad de almacenamiento de 1,26 PWh-H2.