10 months ago
52
Actualmente el hidrógeno se consume cerca de donde se produce, por lo que no es necesario transportarlo a grandes distancias. Pero de hacerlo, transportar hidrógeno es difícil porque ocupa mucho espacio y las propuestas para reducir su volumen y transportarlo eficazmente no están consolidadas. “No hay una tecnología definida de transporte y almacenamiento de hidrógeno a gran escala”, resume Marcial González, del departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad Carlos III de Madrid.
“El hidrógeno tiene dos problemas para todo: que es una molécula muy pequeña y que tiene una densidad energética por volumen muy baja. Es decir, hay que comprimirlo muchísimo para conseguir densidades energéticas interesantes. Esto hace que haya que manejar altas presiones y que es muy probable que el hidrógeno se escape. Eso no está resuelto del todo a día de hoy. Hay propuestas, pero no una tecnología barata, fiable y eficaz”, explica el ingeniero.
Una de las ideas sobre la mesa es el transporte por tubería, para lo que se ha propuesto aprovechar la red de gas natural (gas de origen fósil) ya existente, pues la red actual de hidroductos es muy escasa. Lo que se propone es el blending: mezclar el gas con una pequeña proporción de hidrógeno para transportarlos por los mismos conductos. Pero esta técnica tiene muchas limitaciones, según varios expertos.
‘Blending’: mezclar gas y un poco de hidrógeno en el mismo conducto
Como decimos, antes de tener que reconvertir la red, lo que se propone es el blending: inyectar hidrógeno en el gas transportado por los gasoductos para poder utilizar temporalmente la misma tubería. Pero por ahora se trata de porcentajes pequeños de hidrógeno dentro del total del gas transportado en esos conductos: en torno a un 6 o 7% en España y no más de un 10% en otros países europeos según sus respectivas regulaciones, aclara a Maldita.es Ismael Morales, experto en el sector energético y miembro de la Fundación Renovables.
El motivo es evitar problemas de seguridad como que la mezcla de ambos gases provoque combustiones, explica Morales. Uno de los retos dentro del blending es asegurar que el hidrógeno transportado sea de suficiente pureza como para que tenga la calidad necesaria, indica. Para la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA por sus siglas en inglés), el blending es una solución “limitada”.
Por un lado, la red de gas existente podría transportar, como máximo, un 20% de hidrógeno antes de incurrir en problemas de seguridad. Sin embargo, un blending de esas proporciones máximas aumentaría el precio del gas un 37% y sólo reduciría las emisiones de CO2 de la red en torno al 7%, explica en un informe de 2021. Además, separar el hidrógeno del gas en el punto de salida es “muy caro y difícil para ratios de blending bajos, implicando costes adicionales”, indica el documento.
Otro reto para Morales es "cómo ir quitando el gas natural del gasoducto para ir aumentando el % de hidrógeno (o biometano) a la vez que se hacen las obras de remodelación para convertirlo en hidroducto, cuando hubiera alto porcentaje de hidrógeno", pues esto podría provocar pequeños cortes de suministro debido a las necesidades de las operaciones. La conversión en hidroducto es el paso necesario cuando se haya agotado el potencial de blending.
Reconvertir los gasoductos
“La reconversión de tuberías puede implicar la sustitución de válvulas, reguladores, compresores y dispositivos de medición, pero en algunos casos, dependiendo de su material, también podría ser necesario cambiar las propias tuberías”, explica el informe de IRENA. Aún así, “reconvertir los gasoductos de gas natural para el transporte de hidrógeno puede reducir los costes de inversión entre un 50% y un 80% en comparación con el desarrollo de nuevos gasoductos”, según el informe de la Agencia Internacional de la Energía (AIE) de 2022.
Según el organismo internacional, existen proyectos que buscan reconvertir X kilómetros de tuberías de gas natural para el transporte de hidrógeno, pero "la experiencia práctica es limitada" y sería necesaria una reconfiguración y adaptación de la red "significativas". Uno de estos proyectos es European Hydrogen Backbone, que pertenece a 31 operadores de la red gasística en Europa (entre ellos el distribuidor español Enagas).
El transporte de hidrógeno por tubería normalmente es competitivo para distancias hasta 5.000 km, a partir de lo cual es más rentable transportarlo unido a otros compuestos químicos (conocidos como portadores orgánicos líquidos) o licuado por barco. Por vía marítima, la baja temperatura a la que tiene que mantenerse el hidrógeno para trasladarse licuado (-253 °C) hace esta tarea "complicada y difícil", continúa la AIE.
Utilizar el hidrógeno de forma eficiente: cerca de los puntos de consumo
Debido a estos obstáculos relacionados con el transporte, teniendo en cuenta que sobre la demanda de hidrógeno aún hay mucha incertidumbre y cuáles son los planes de la Unión Europea para este gas, expertos y organizaciones de análisis de políticas públicas ven más viable el utilizar el hidrógeno de forma eficiente, para una serie de usos prioritarios y evitando desarrollar un sistema de transporte muy extendido.
Organizaciones como la Fundación Ecología y Desarrollo (ECODES) consideran “imprudente tanto económica como climáticamente promover infraestructura gasística “lista para hidrógeno””. En su lugar proponen crear una red de hidrógeno con una estructura más “centralizada”, organizada en torno a “valles de hidrógeno” donde la producción esté conectada a núcleos de generación de energía renovable.
“Lo que tenemos que hacer es evaluar la demanda actual de hidrógeno y a partir de ahí crear la demanda actual futura”, opina Ismael Morales. En este sentido y en consonancia con lo que ya se ha propuesto en la ruta europea del hidrógeno, por ejemplo, se trata de crear valles de hidrógeno, donde los electrolizadores estén cerca de los lugares de consumo para minimizar costes. Al final estos valles serían como “polígonos industriales” para el hidrógeno, dice Morales.
Un punto de vista similar al del think tank alemán Agora, desde donde inciden en que para reducir el riesgo en la inversión en infraestructura de hidrógeno verde, puede lograrse fijando la inversión en aquellos usos donde la demanda está garantizada y planificando adecuadamente las necesidades energéticas, según un informe publicado en 2021.
Imagen de aleksandarlittlewolf en Freepik.
