El hidrógeno y los gases 'verdes' abren camino a la descarbonización industrial

La incorporación del hidrógeno y el biometano a la producción y suministro de energía en España será imprescindible para alcanzar los objetivos de descarbonización previstos para 2030 y 2050, una tarea para la que el sector gasista ya tiene listas sus infraestructuras. Fue la principal conclusión del foro virtual sobre 'El gas renovable y el hidrógeno como vectores energéticos de las redes de gas del futuro', organizado por La Información-Naturgy, en el que participaron Javier Fernández, director de Servicios Jurídicos y Regulación de Nedgia (grupo Naturgy); Marta Margarit, secretaria general de Sedigas; Eugenia Sillero, secretaria general de Gasnam; Javier Navarro, director general de Industria y Pymes del Gobierno de Aragón y vicepresidente de la Fundación Hidrógeno Aragón; y Joan Ramón Morante, director del Instituto de Investigación de Energía en Cataluña (IREC). 

Javier Fernández, de Nedgia, filial distribuidora de gas del grupo Naturgy, aseguró que las infraestructuras del sector gasista “están preparadas para afrontar la transformación que viene, recibir todos los gases renovables y llegar a los objetivos de descarbonización”. Una transformación que, según apostilló, solo requerirá “un esfuerzo en el ámbito técnico, en el regulatorio y en la emisión de certificados de origen”, además de incentivos que ayuden a acelerar el proceso. Por su parte, Marta Margarit, de Sedigas (la asociación española del gas), destacó la “gran capacidad y voluntad del sistema gasista y de sus empresas para contribuir a la descarbonización”, y pidió “el apoyo de las administraciones públicas, con un marco regulatorio adecuado”.

Joan Ramón Morante, del IREC, recordó que España ha impulsado ya una hoja de ruta del hidrogeno, pero reclamó otra que incluya también al resto de gases renovables. Y, en esta misma línea Eugenia Sillero, de Gasnam (asociación ibérica de transporte sostenible), afirmó que “necesitamos un marco regulatorio que nos acompañe, además de la hoja de ruta del biometano y certificados de origen”. Por su parte, Javier Navarro, del Gobierno de Aragón, apuntó que “los gases renovables no solo colaboran en la producción de electricidad, sino también en el ámbito térmico y en el de la movilidad”. Y destacó que “utilizar las redes de gas para el almacenamiento y transporte del hidrógeno es una gran posibilidad”.

Esfuerzo inversor

El directivo de Nedgia (Grupo Naturgy), explicó que el sector gasista cuenta en la actualidad en España con una infraestructura de 90.000 kilómetros, de los que 70.000 corresponden a redes de distribución que conectan siete millones de puntos de suministro, entre clientes residenciales, industriales, gasineras y plantas de generación eléctrica. Además, “el gasista es un sector tractor de la economía, cuyos operadores han invertido en los últimos diez años alrededor de 10.000 millones de euros en infraestructuras, más una cifra similar acometida por los clientes finales en sus equipos”. Gracias a esto, “el sector cuenta con una red muy moderna que, con algunas adaptaciones, podría estar preparada para recibir una mezcla de gas natural biometano, hidrógeno y otros gases renovables”.

Fernández dio también otros datos significativos, como que “el sector gasista vehicula un consumo final de los consumidores de 350 teravatios hora, frente a los 250 del sector eléctrico, un 40% más”. Además, afirmó que “el sector gasista ya está, hoy en día, aceptando y vehiculando biometano, por lo que las barreras iniciales en este terreno ya se han superado”; y en cuanto al hidrógeno, “en los próximos años veremos proyectos piloto que planteen su inyección a la red gasista”.

Dependencia energética

Marta Margarit (Sedigas) recordó que “en 2050 tenemos el gran reto de llegar a una economía neutra en carbono” y aseveró que para conseguirlo el sector gasista se ha puesto a trabajar en los gases renovables: “La tecnología del biometano está completamente probada y ya contaba con más de 90 proyectos hasta el pasado julio, que generarían más de 10.000 empleos”. Aunque advirtió que España lleva un cierto retraso con respecto a otros países europeos, destacó las posibilidades que ofrece este elemento para “disminuir nuestras compras de gas natural al extranjero”, y para que “la energía renovable térmica llegue al usuario final sin que éste tenga que pagar de más, porque la caldera que tiene en casa para el agua caliente y la calefacción seguirá siendo válida”.

Por otra parte, se refirió al hidrogeno como “el gas del 2050, por su abundancia y porque lo podemos utilizar en diversas aplicaciones”. Y añadió que “la industria es la que más lo está esperando, porque lleva a cabo muchos procesos que no se pueden electrificar, pero que sí se pueden realizar con energías renovables térmicas”.

Eugenia Sillero (Gasnam) aseguró que el uso del gas bajo en carbono y del hidrogeno en la movilidad es fundamental, tanto en los vehículos ligeros como en los pesados, incluido el transporte marítimo y el ferroviario. “No hay que olvidar que en España aún quedan más de 6.000 kilómetros de vías no electrificadas por las que discurren locomotoras diésel, con la consiguiente contaminación”. Según esta experta, “es necesario valorar otros tipos de movilidad, que no sea únicamente la eléctrica con baterías, para el transporte pesado”. Y, en este sentido, puso en valor el gas natural, “una energía mucho más limpia que los combustibles tradicionales, que ya está madura, que está contribuyendo a la descarbonización y que es vector de entrada de otros gases renovables, como el biometano y el hidrogeno”. “En España –indicó- hay un parque de 30.000 vehículos de gas natural comprimido o licuado, que según vayan incorporando gases renovables se irán acercando a la neutralidad en carbono”.

Aplicaciones industriales

Javier Navarro señaló que la comunidad autónoma de Aragón empezó a trabajar en tecnologías del hidrógeno de una manera decidida en 2003 y, en paralelo, constituyó una fundación que estudia tanto la inyección de este elemento en redes de gas como sus aplicaciones en movilidad, gestión de renovables, usos aislados y suministros de industria. “Desde entonces, hemos pensado que el hidrogeno es una buena oportunidad industrial para nuestro país”, afirmó.

A continuación, razonó que muchas tecnologías de electrificación total pasan por el uso de baterías, pero esto requiere una red eléctrica con mayor capilaridad, por lo que existen límites, que solo se pueden superar con un sistema mixto. “El hidrogeno tiene la doble ventaja de que se puede utilizar para usos eléctricos y térmicos, lo mismo que para movilidad. Además, otra de sus características es la ubicuidad, ya que se puede producir a partir de cualquier tecnología eléctrica, lo que evita la dependencia energética del país”. Y añadió que “el único problema que tenía era el del almacenamiento, pero éste desaparece si se aprovechan las redes de gas ya existentes.

Joan Ramón Morante (IREC) advirtió que está previsto que en 2050 ya no se use en España metano de origen fósil, del que actualmente se consume alrededor de 350 teravatios hora. Pero su sustitución por otro de origen bio tiene la dificultad de que la capacidad de fabricación de éste solo alcanzaría al 20% o 25% del consumo indicado. “Por eso nosotros, como centro de investigación, nos hemos alineado con el uso de tecnologías que permitan la fabricación con otros métodos que no sean separar directamente el biometano del biogás, y hemos desarrollado plantas piloto para conseguir una transformación del 100% del biogás en biometano. Además, estamos trabajando en la utilización de energía eléctrica de origen renovable para almacenarla en forma de biometano”.

Adaptaciones y rentabilidad

Los expertos participantes en el foro La Información-Naturgy indicaron también que se están estudiando las adaptaciones que se deberían llevar a cabo en la red de gaseoductos para hacer frente a las nuevas necesidades del hidrógeno, y coincidieron en la necesidad de contar con el apoyo de las administraciones públicas para solventar los problemas de rentabilidad que supone aún producir hidrógeno renovable.

Javier Fernández explicó que “la red gasística va a evolucionar hacia una multicombinación de entradas de gases al sistema, tanto de proyectos de biometano, como de electrolizadores que generarán hidrógeno, y de gas natural tradicional; y para gestionar la mezcla habrá que reorganizar el sistema gasista”. Además, dijo que en este proceso de descarbonización “la parte positiva que aportarán las redes gasistas será la flexibilidad y la reducción de costes para los consumidores”, destacó la importancia de “adaptar la regulación”, y apuntó que habrá que “algunas adaptaciones en las instalaciones finales de los clientes, según se vaya introduciendo más hidrógeno en la mezcla”. Finalmente, se refirió a la necesidad de “nivelar el diferencial de costes entre el gas renovable y el gas natural”, y requirió el apoyo de las instituciones, así como “un esquema de incentivos y objetivos claros”, para avanzar en el proceso.