Indefinición europea sobre qué es el hidrógeno «verde»

Primero fue MidCat, luego BarMar y ahora H2Med. Estos días se anunciaba el acuerdo entre Francia, España y Portugal para construir la primera tubería de hidrógeno puro entre la Península Ibérica y Francia. El H2Med estaría listo en 2030, costará 3,000 millones de euros y transportará hasta el 20% del hidrógeno verde que se consuma en la UE. Constará de dos tuberías: una unirá Portugal con España entre Celorico y Zamora y otra España y Francia desde Barcelona a Marsella.

El proyecto ha estado sujeto a infinidad de cambios. El original, MidCat, preveía una tercera conexión de gas natural entre España y lo rechazó y la Comisión nunca lo apoyó de forma abierta. Luego llegó el Bar Marque preveía una tubería solo para transporte de hidrógeno y ahora hay un nuevo cambio. La interconexión se haría, pero por mar. «No se entiende por qué no se hace por tierra, cuando el coste sería solo de unos 1.200 millones de euros. Es curioso que se anuncie el acuerdo antes de que se haga un estudio de viabilidad. Se ha planificado la tubería lejos de la costa por motivos de protección medioambiental, lo que ha provocado que se diseñe el tubo en línea recta. Pero hay un problema. A mitad de un valle submarino que tiene 2.5 km de profundidad. El hidrógeno hay que comprimirlo cada 150 km( dos veces en el camino ), así que hay que poner compresores flotantes( opción inviable en el Mediterráneo). Estos compresores son muy caros especialmente si hay que ponerlos en simas de 2.000 m de profundidad», explica Juan de Blas Pombo, director ejecutivo de Qi Arrow y experto en hidrógeno.

El nuevo proyecto, que estas emanase ha presentado ante Bruselas, plantea dudas, no solo sobre el coste o su viabilidad técnica, también sobre el tipo de hidrógeno que podrá circular por la tubería. La Comisión ya declaró que el hidrógeno nuclear, también llamado rojo y sobre el que Francia tiene especial interés, es elegible para que obtenga financiación europea. En este sentido, el sector industrial está a la expectativa de los pasos que tiene pendientes Bruselas y que darán el pistoletazo de salida ala producción masiva de hidrógeno renovable. Entre ellas definir qué entra en esta categoría. A día de hoy, más del 99% del hidrógeno que se consume y produce en el mundo es gris, es decir utiliza combustibles fósiles (se obtiene por ejemplo a partir del reformado reformado de gas natural) y libera emisiones de CO2. Un siguiente paso es el llamado H2 azul que también proviene de fósiles pero que cuenta con sistemas de captura de carbono. Por último, el verde se obtiene fundamentalmente de la electrólisis del agua. Es decir, aplicando una corriente eléctrica (de origen renovable) se rompen las moléculas de agua en hidrógeno y oxígeno. El H2 se usaría a su vez para producir energía o como combustible para transporte. De momento solo un 0.1% del que se consume en el mundo se considera verde. «Uno de los principales problemas a día de hoy es que la normativa no está clara. Por ejemplo, la directiva RE DI I parece admitir como hidrógeno verde tanto el de origen de electrólisis como el debiogás, pero hay diferencias. Si se produce a partir de fuentes renovables se reduce el CO2 respecto al gris, pero en el hidrógeno de reformado de biogás, las emisiones no se reducen. Son emisiones netas nulas porque se tiene en cuenta el carbono ya secuestrado por la biomasa», dice Carlos Sánchez, investigador investigador del Instituto de Ingeniería Energética de la UPV y coordinador técnico del Programa H2VLC Valencia Valle del Hidrógeno.

La Comisión hizo públicos dos actos delegados en mayo que se tenían que presentar al Parlamento y al Consejo para su adopción final por la Comisión, algo que todavía está pendiente pero que se espera que suceda este invierno. La primera establece qué se entenderá por de hidrógeno renovable. Y ahí parece ser que también el azul podría formar parte del catálogo, algo que no gusta a los ecologistas. La segunda presenta un esquema para calcular las emisiones del ciclo de vida del hidrógeno renovable. Ya cuando se publicaron en mayo los textos levantaron algunas ampollas. La ONG Transport and Environment (T&E) afirmaba que «la Comisión ha aplicado una cláusula que significa que el acoplamiento de la producción de hidrógeno con la generación de nuevas energías renovables no se aplica a los sitios de producción de energía establecidos antes de 2027. Sisead opta esta propuesta, una instalación de H2 verde construida dentro los próximos cinco años podría utilizar la electricidad de la red –energía fósil, renovable y nuclear- para siempre. Combinado con una mayor demanda de electricidad para producir hidrógeno, esto ensuciaría más la red», decía Gerto Decock, gerente de Electricidad de la ONG. Si se conecta a la red, dependerá del mix de cada país que ese hidrógeno sea verde y emita menos que el actual de gas natural. «Para países con un mix sucio eso significa que se tendrá que fabricar H2 con instalaciones aisladas», comenta de Blas.

El depender de la red también tendría repercusión en los precios, sobre todo en países como España en los que el precio de la electricidad depende del precio del gas. Basta acudir al informe «Clean Hydrogen Monitor 2022» de la asociación empresarial Hydrogen Europe para ver qué ha pasado el último año. «Los costes del hidrógeno para 2021 se estimaron en 2,65 EUR/kg y creció hasta 10 EUR/kg en agosto 2022».

Aquí también hay detalles que la UE tiene que aclarar porque, de momento, la Comisión exige que las plantas renovables funcionen al mismo tiempo que las de producción de hidrógeno. Y eso plantea retos. Lo ideal es que los electrolizadores trabajen las 8.300 horas del año. A partir de 5.000 horas empieza a ser rentable. Para eso es necesario combinar varios tipos de renovables y dejar la puerta abierta a realizar acuerdos PPA, es decir, a acuerdos privados de compraventa de energía entre empresas, «pero para esto se tendría que contar con un sistema de garantías de origen que vincule la energía producida y la consumida, para que sea renovable y evitar que se vendan los mismo kW a varios clientes», matiza el profesor.

No son las únicas dudas que aún quedan por resolver sobre el futuro del hidrógeno. Los proyectos anunciados en España representan hasta un 20% de los presentados a nivel mundial. «Hay muchos proyectos anunciados, pero si luego buscas, no hay ofertas de trabajo vinculadas. Eso es porque están parados y a la expectativa de lo que se defina en la UE. Por otro lado, de los 138 GW de capacidad instalada de hidrógeno verde anuncia dos para Europa en el 2030, solo los de España su ponen 76 GW, es decir, algo más la mitad. Otros países como Francia y Alemania tienen proyectados volúmenes mucho más contenidos de 6,2 y 7,2 GW respectivamente. El de España es un objetivo que parece muy ambicioso especialmente si consideramos que esto requerirá un mínimo del doble o triple de potencia renovable», argumenta de Blas.

Por otro lado, está el transporte. A día de hoy hay 40.000 km de tuberías proyectados para 2040, pero en realidad solo hay dos canalizaciones en Holanda y Alemania .« Técnicamente las tuberías de hidrógeno no son compatibles con las de gas y precisan de otro tipo de aceros. También se necesitan compresores y mezcladores si se combina el gas natural con hidrógeno hasta los porcentajes admisibles», detalla de Blas.

También está el reto del coste de producción, que dependiendo de varios factores puede oscilar mucho. Sin embargo, debido a los precios del gas natural ,« el renovable ha comenzado a convertirse en competitivo. El precio estimado de producción en la UE en 2021 varió de 3,3 EUR/kg a 6,5 EUR/kg, mientras que, en ubicaciones geográficas con buena ir radiación y condiciones del viento, es posible reducir esos costes a 2,2-2,9 EUR/kg», dice el citado informe. También están pendientes de mejorar las eficiencias. A día de hoy para producir un kilo de hidrógeno se necesitan unos 11 litros de agua y 50 KWh de energía eléctrica. «Hay fabricantes de electrolizadores en Europa, pero la duda es si llegarán a cubrir tanta demanda. También hay que considerar la tecnología. Los electrolizadores alcalinos tienen inconvenientes: son muy grandes y no funcionan muy bien con potencias variables. La eficiencia baja mucho cuando la potencia baja. La otra tecnología que prospera es la de membrana de intercambio de protones o PEM; son más pequeños y funcionan bien en régimen parcial de carga, pero son más caros», matiza Sánchez.

Los objetivos al alza de la Comisión

Europa ha identificado el hidrógeno como una de las tecnologías clave para la descarbonización y la seguridad energética. El Plan REPowerEU de 2022 revisa al alza los objetivos de Directiva de Energías Renovables (RED II) de 2021, sobre todo porque debido a la crisis en Ucrania la UE busca reducir su dependencia de los combustibles fósiles rusos. Así fija un marco indicativo no vinculante de producción de H2 dentro de la UE de 10 millones de toneladas (aproximadamente la misma demanda de H2 gris actual) e importar otros 10 millones de toneladas de países terceros. «En agosto de 2022 se contabilizaron 143 instalaciones de producción de H2 renovable. Hasta ahora son una parte marginal del mercado; constituyen el 0,25% de la capacidad total instalada. El total planificada en Europa es de 192 GW de potencia instalada de electrolizadores para 2040. La cartera de proyectos de producción de hidrógeno sigue creciendo, a pesar de que los proyectos se retrasan y la implementación va a la zaga de los anuncios», dice el informe de Hydrogen Europe.