Blending de hidrógeno en la red de gas
Uno de los principales retos en la economía del hidrógeno es su uso y transporte desde el productor hasta el consumidor, debido a las propiedades de la molécula (European Commission, 2023).
Ante este desafío, y sobre todo al comienzo del "boom" del interés por el hidrógeno verde en el año 2020, el aprovechamiento de una infraestructura ya existente, extensa y eficiente para el transporte de gases como son los gasoductos para transportar el hidrógeno adquirió un gran número de simpatizantes.
La idea, consistente en producir hidrógeno e inyectarlo de forma directa en la red de gas, originó un gran número de proyectos, llegando a haber 72 GW planteados en España en el año 2022, de los cuales la gran mayoría confiaba en este modelo de negocio.
No obstante, con la madurez del sector, el blending de hidrógeno renovable está cada vez menos en boga.
¿Por qué? ¿Tiene todavía sentido? En este artículo de AtlantHy Academy, te lo contamos.
Introducción
El interés detrás del blending es el de poder aprovechar la amplia red de gasoductos no solo para transportar el hidrógeno, sino para también poder utilizar los consumidores de gas natural como consumidores de hidrógeno. Es decir, conseguir que las empresas o las casas que hoy queman gas natural en sus procesos, comiencen a introducir, como quien no quiere la cosa, hidrógeno en sus quemadores o demás equipos consumidores.
Por ello, los proyectos de hidrógeno se situarían cerca de estaciones de compresión o de puntos identificados por Enagás (TSO) o las distintas distribuidoras (DSOs) que permitiesen la inyección de los gases renovables. En dichos puntos, el hidrógeno producido se combinaría con el gas natural en una cámara de mezclado para evitar concentraciones elevadas en los primeros metros de la tubería (Franco, 2024).
Una vez creada la mezcla de gas de hidrógeno y gas natural, todo pasaría a ser considerado como gas natural a efectos legales y de mercado. Al mismo tiempo, la generación del hidrógeno, llevaría asociadas garantías de origen y certificados de sostenibilidad (ambas en un único documento) que se podrían vender a terceros. De este modo, la fuente de ingresos para los dueños de la planta de hidrógeno será doble, por un lado la venta de la energía contenida en el hidrógeno y por el otro la venta de las garantías de origen a empresas que busquen reducir sus emisiones.
Ilustración 1 Descripción esquemática básica del blending (Office of Energy Efficiency and Renewable Energy , s.f.).
En este punto ya podemos destacar una cuestión, y es que la tecnología Power-to-Gas (PtG) (aquella en la que a través de electricidad se genera hidrógeno o metano) será por primera vez la que permita interrelacionar el sector eléctrico y el del gas de forma bidireccional, es decir, pudiendo generar gas por medio del PtG y electricidad al quemar dicho gas en ciclos combinados o motores. Esto dota a los sistemas energéticos de una gran independencia y flexibilidad, aunque los costes no son baladís.
Puestos a analizar la viabilidad técnica del blending, es importante incidir en que aquí las expectativas chocan frontalmente con la realidad. Si bien lo que escuchamos hasta hace poco de las principales asociaciones gasistas o empresas involucradas es que el porcentaje de mezcla del hidrógeno en la red de gas podría ascender hasta el 20 % en volumen sin mayores complicaciones, la realidad es que el uso de las tuberías de gas natural para transportar hidrógeno presenta limitaciones técnicas.
Estas limitaciones no están tan relacionadas con los propios tubos, sino con los elementos asociados a la red, destacando sobre todo al consumidor final.
Y es que, si bien es cierto que los elementos de la red podrían aceptar mayores concentraciones de H2 en volumen, los usuarios finales son aquellos que se ven más penalizados puesto que en su mayoría, los equipos, como la cocina de gas, el calentador de casa o muchas calderas y hornos industriales no están preparados para soportar más de un 5% de hidrógeno en volumen. Incluso en algunos casos como los vehículos que funcionan con gas natural, el % máximo admisible se sitúa en un 2 % de hidrógeno.
Durante los últimos 4 años, los desarrolladores vivían dentro de este limbo legal, en el cual más allá de especulaciones, no existía certidumbre sobre qué se permitiría y qué no. Hasta este momento, empresas e instituciones se guiaban por lo indicado en el Protocolo de detalle PD-01 "Medición, Calidad y Odorización de Gas" de las normas de gestión técnica del sistema gasista , donde se señalan unas especificaciones de calidad del procedente de fuentes no convencionales introducido en el Sistema gasista donde se indica que se puede inyectar un 5% molar de hidrógeno, pero que dicho protocolo contempla hidrógeno y gases proveniente de fuentes no convencionales , como pueden ser el biogás, el gas obtenido a partir de biomasa u otro tipo de gas producido mediante procesos de digestión microbiana, por lo que no aplica al caso de producción de hidrógeno en sí como fuente de energía.
Sin embargo, con la aprobación en el año 2024 del "Hydrogen and decarbonised gas market", la Unión Europea ha dejado muy claro que en todas las conexiones internacionales se podrá transportar gas natural que contenga, como máximo, un 2 % de hidrógeno. Esto, ante la ausencia de mecanismos de separación ante tan bajas concentraciones, hace que en la práctica no se permita a nivel nacional un porcentaje superior a este.
Para contextualizar ese 2% de hidrógeno dentro de la mezcla hidrógeno/gas permitido, nos parece pertinente reflejar a cuántos MW de potencia de electrólisis corresponde dicho porcentaje.
Empleando el dato de demanda total de gas natural de diciembre del 2023 de 325,4TWh de Enagás para obtener el caudal de gas natural y el de H2, con una eficiencia de 55 MWh/t H2 y 5000h de operación podemos deducir que se corresponden a unos 750 MW.
Asimismo, ese 2% está planteado para toda la red, es decir, limita el porcentaje a inyectar aguas arriba y abajo del lugar de inyección, lo que repercute de forma significativa en el despliegue del hidrógeno en la red. Es decir, podría darse el caso de que se colocaran grandes plantas de producción de hidrógeno para blending en las principales entradas de gas al país, saturando ya las líneas y sin permitir la inyección en cualquier otro punto de la red nacional.
De este modo, se puede concluir que el blending sí es viable técnicamente, con altos porcentajes admisibles en los principales elementos de la red de gas, pero con poca tolerancia en los consumidores finales. Aún así, no podemos menospreciar la oportunidad de negocio que representan 750 MW de electrólisis. Entonces, ¿Tendrá futuro esto de la inyección de una molécula de hidrógeno en la red de gas?
Lo que nadie te cuenta sobre el blending de hidrógeno
Vamos a analizar ahora el interés real que podría haber tras el blending desde un análisis tanto de negocio como de sostenibilidad. Como habrás visto, hemos estado hablando en todo momento de un porcentaje en volumen o molar, siendo muy específicos en recalcar estos dos términos. ¿Por qué? Bien, porque la densidad energética del hidrógeno es muy diferente a la del metano, es decir, introducir un 2 % de volumen de hidrógeno no es equivalente a introducir un 2 % de volumen de metano.
Esto tiene un impacto importante cuando realizamos los estudios para evaluar el interés del blending, puesto que la premisa que se debe considerar es que siempre tendremos que mantener el mismo poder calorífico entregado al cliente o usuario. ¿Cómo se hace esto ante una mezcla de gases (hidrógeno/metano) que reduce su poder calorífico a medida que introducimos más hidrógeno? Pues claramente aumentando el caudal de mezcla entregada. Por ejemplo, como se puede ver en la gráfica, ante un porcentaje de blending del 40 %, tendremos que entregar 1,5 veces más mezcla, obteniendo, por el contrario, una reducción de emisiones solamente del 20 %.
Queremos recalcar este último hecho también, y es que la reducción de emisiones es exponencial, lográndose beneficios significativos cuando el porcentaje de blending supera el 50/60 %, algo muy lejos de suceder. Esto es simplemente por el hecho comentado antes de que siempre se debe mantener un poder calorífico constante, lo que hace que haya que introducir más caudal y por tanto más gas natural también.
No debemos dejar pasar el hecho de que para una mezcla 100 % hidrógeno, el caudal de gas que entraría al consumidor es 3 veces mayor que para el gas natural. Lo cual nos deja entrever también que no sólo la compatibilidad de los equipos es importante por los materiales, sino por los flujos y tamaños que deben manejar.
Como habrás notado, son diversos los factores a estudiar, hay incluso otros estudios dedicados a el comportamiento del gas en el gasoducto para un clima en concreto o a el movimiento del fluido en la tubería acorde a la forma y diámetro de esta, como muestra la imagen:
Ilustración 4. Se muestra una vista inclinada del flujo de hidrógeno inyectado en una línea principal de metano para factores de dilución D = 0.0, 0.1, 0.2 y 0.3 con una tubería en forma de ‘T’. VR es la fracción molar o fracción volumétrica de hidrógeno en la tubería (I. Eames, 2022).
Escapándonos ya de la parte técnica, cabe profundizar en la de mercado. Si bien ya hemos recalcado que los ingresos provienen tanto de la venta de energía como de la venta de garantías de origen, es momento de poner números.
La venta de energía se analiza de un modo muy sencillo, es una comparativa directa con los precios del gas que, si hoy en día rondan los 40 €/MWh, ese será el dinero que recibamos por nuestro hidrógeno. Traducido al €/kg estamos hablando de aproximadamente 1,6 €/kgH2.
¿Somos capaces de producir hidrógeno a ese coste? La respuesta es que no. Por tanto, vamos a ver si la segunda fuente de ingresos, es decir, la comercialización de las garantías de origen (GdOs) nos permite rentabilizar nuestro proyecto de hidrógeno renovable.
Las GdOs tienen un valor difícil de adivinar. Si bien es cierto que por un lado tienen una parte objetiva, cuantificable, que es la reducción de emisiones que llevan asociadas, hay otra cuestión que es más bien personal, subjetiva a cada empresa, que es el valor que dicha empresa le da a descarbonizarse. En muchos casos, la compra de GdOs viene dada por obligaciones de descarbonización, en otros por percepción social... Algo difícil de poner en valor.
Por tanto, vamos a comenzar en primer lugar por un análisis de la reducción de emisiones asociadas al uso del hidrógeno renovable. Lo haremos en este caso en comparación con el gas natural, que según el MITECO tiene un factor de emisión de 0,18 tCO2/MWh. Considerando un coste del ETS del CO2 de 100 €/tCO2, es fácil entender que por cada MWh que se consuma de gas natural, estaremos pagando 18 € a Europa por las emisiones asociadas.
Por tanto, ya tenemos un valor final, objetivo y cuantificable de 40+18= 58 €/MWh para que el hidrógeno inyectado a la red de gas tenga un retorno económico objetivo. Esto equivale a un coste de producción de 2,3 €/kgH2.
Estarás pensando... oye, ¡pero si las garantías de origen del biometano se comercializan por precios que oscilan entre los 60-100 €/MWh!
Bien, estás en lo cierto, hoy en día, estas garantías tienen semejante valor, lo que hace este tipo de plantas rentables. Podríamos aceptar esto como algo cierto, y considerar ingresos de 100 €/MWh para el hidrógeno, lo que sumado a los 40 €/MWh de la energía nos da un equivalente a 5,6 €/kgH2, algo un poco más apetecible. Pero... ¿te lo crees? ¿Te parece razonable?
No hay que olvidar que esto es la ley de la oferta y la demanda. El número de plantas de producción de hidrógeno crecerá exponencialmente hacia finales de década, y así lo harán las garantías de origen disponibles, sobre todo cuando llegue el hidroducto.
Por otro lado, el valor de las GdOs radica en la descarbonización que estas pueden ofrecer, que sí, que en el hidrógeno renovable es 0 gCO2/kWh, pero.. ¡es que el biometano las tiene negativas! Por tanto, estamos comparando peras con manzanas.
Conclusiones
El blending es una opción para crear un mercado de hasta 750 MW de electrólisis hoy en día en un país como España. Es una opción que pudo ser más interesante en los primeros momentos de despliegue (en los maravillosos inicios de los años 20) que ahora, cuando ya hay otros proyectos que traerán más beneficios reales a la descarbonización de nuestra economía.
La aprobación del "Hydrogen and Gas Decarbonization Package" limita en Europa el máximo de blending al 2 % en las conexiones internacionales, lo que obliga a hacer lo mismo dentro de las fronteras, pues no hay tecnologías que permitan esta separación de forma económica.
El blending tiene dos ingresos, que son la venta de energía y la venta de las GdOs. Ambos tienen una parte objetiva, mientras que las GdOs dependerán del valor que el cliente le quiera dar.
Te recomendamos escuchar el Episodio 63 de nuestro podcast: Transporte de hidrógeno y red troncal de hidrógeno con Jesús Gil (Enagás) para saber más sobre el sentido del blending.
En AtlantHy ayudamos a empresas a analizar la viabilidad de los proyectos desde un punto de vista estratégico, técnico y económico. ¡No dudes en contactarnos para poder tomar las mejores decisiones juntos!
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Referencias
ENAGÁS. (2023). PROTOCOLOS DE DETALLE DE LAS NORMAS DE GESTIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA GASISTA .
European Commission. (2023). Hydrogen and decarbonised gas market package. Retrieved from Markets and consumers: https://energy.ec.europa.eu/topics/markets-and-consumers/market-legislation/hydrogen-and-decarbonised-gas-market-package_en
Franco, B. A. (2024). Módulo transversal: SO-1 Power-to-Power y Power-to-gas. Escuela de Organización Industrial, 1-24.
Gondal, I. (2016). Hydrogen transportation by pipelines. En Compendium of Hydrogen Energy. Woodhead Publishing Series in Energy.
I. Eames, M. A. (2022). Injection of gaseous hydrogen into a natural gas pipeline. International Journal of Hydrogen Energy , 25745-25754.
IEA. (2019). The Future of Hydrogen. Retrieved from IEA: https://www.iea.org/reports/the-future-of-hydrogen
IKOKU. (1992). Natural Gas Production Engineering. Florida: Jhon Wiley & Sons, Inc.
Kevin Topolski, E. P.-M. (2022). Hydrogen Blending into Natural Gas Pipeline Infrastructure: Review of the State of Technology. NREL, 1-70.
Office of Energy Efficiency and Renewable Energy . (n.d.). HyBlend: Opportunities for Hydrogen Blending in Natural Gas Pipelines. Retrieved from Office of Energy Efficiency and Renewable Energy : https://www.energy.gov/eere/fuelcells/hyblend-opportunities-hydrogen-blending-natural-gas-pipelines
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