En un 2022 marcado por la crisis energética y el miedo a tener problemas de abastecimiento de gas, el hidrógeno verde cimentó su postura como gran alternativa renovable soberana al hidrocarburo. No depender de Rusia -tampoco de Argelia, Nigeria o Estados Unidos- y la descarbonización pasan por una tecnología probada, de consenso, pero que aún está lejos de instalarse a gran escala. Los países mediterráneos fijan 2030 como la fecha para el gran corredor del hidrógeno, mientras que el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) marca hitos anteriores de abandono de fuentes contaminantes y adopción de las que no lo son. Pero todo ello depende del elemento más ligero de la tabla periódica.
España ha hecho una importante apuesta por él, aunque los tiempos del envite podrían no corresponderse con los plazos marcados para ir sustituyendo otras fuentes más contaminantes por alternativas renovables e intermitentes. Es decir, el país se encamina hacia un futuro en el que podría ser prácticamente autosuficiente únicamente gracias la energía solar, eólica e hidráulica mientras abandona la nuclear -que irá cerrando de forma gradual entre 2027 y 2035-, el carbón -ya prácticamente irrelevante- y el gas. Pero necesita tener una forma de almacenar la electricidad suficiente como para alimentar todo el territorio cuando no corra el viento o se haya puesto el sol. Ahí entraría el hidrógeno.
La clave es que el hidrógeno permite almacenar energía de forma potencial. No es algo nuevo -el gas natural o las presas, a su manera, hacen lo mismo-, pero sí ligado al futuro por sus posibilidades verdes y porque se puede generar de forma relativamente sencilla y prácticamente inagotable. Hay cierto consenso en que se trata, al menos por ahora, de la mejor 'batería' disponible para conservar electricidad durante periodos largos de tiempo y una forma de ayudar a la descarbonización de sectores no electrificables.
"Se habla mucho de electrificación gracias al desarrollo de las renovables eléctricas, que han tenido un despliegue muy importante en los últimos años y van a seguir teniéndolo, pero la electrificación no llega para cubrir todos los usos energéticos que hay a nivel global", explica Ohiana Goicoechea, responsable de desarrollo de hidrógeno en Naturgy. Al final, el país utiliza un mix energético y hay sitios en los que recurrir a la electricidad no es suficiente: procesos calorintensivos como los de la industria y varias forma de transporte -marítimo, pesado o aviación, principalmente- no son electrificables. "No es económica ni térmicamente viable", resume Goicoechea.
Así, hay que buscar alternativas que permitan la descarbonización. "Es ahí donde aparecen el hidrógeno o sus derivados, que los más conocidos son el amoniaco y el metanol", apunta la experta. "Si queremos alcanzar el objetivo de emisiones netas en 2050, esto va a requerir de múltiples soluciones, no se puede hablar solamente de electrificación", destaca. La compañía, de hecho, no se centra únicamente en el hidrógeno, sino que también trabaja con otras alternativas, como el biometano, que se obtiene a través del tratamiento de residuos.
Arturo Gonzalo, consejero delegado de Enagás, coincide. "Con los objetivos europeos de reducir emisiones hasta alcanzar la neutralidad en 2050, la electrificación va a ser muy relevante, pero en aquello que por su propia naturaleza no es electrificable, los gases renovables y principalmente el hidrógeno verde van a ser decisivos", ilustra.
Arcoíris de hidrógeno: se clasifica en seis colores
El hidrógeno, en cualquier caso, ya es ampliamente utilizado en sectores como el refino, además de la movilidad. Sin embargo, prácticamente en su totalidad se trata de hidrógeno gris, una de las 'tonalidades' contaminantes. De los seis colores con los que se clasifica el elemento -no tienen que ver con el del gas, sino con su producción-, tan solo hay tres que no tienen aparejadas emisiones de CO2.
Para extraer el hidrógeno -uno de los elementos más comunes en, al menos, la Vía Láctea- se utilizan principalmente dos técnicas. La primera es con combustibles fósiles, como gas o metano, y un equipo que disocia la molécula y extrae por un lado el hidrógeno y por otro, el carbono. La segunda es, sobre el papel, sencilla: sólo necesita aplicar electricidad al agua mediante un electrolizador.
Si bien la materia prima es la misma, cambia el color que la adjetiva. El hidrógeno verde se obtiene con el segundo método, la electrólisis, y utilizando únicamente electricidad procedente de fuentes renovables. El hisdrógeno rosa, por su parte, utiliza electricidad que proviene de centrales nucleares, mientras que el amarillo se produce en función del mix energético, por lo que la tonalidad de su verde dependerá de éste. En cualquier caso, Europa, que en su nueva taxonomía le ha dado un empujón 'renovable' a la energía atómica, bien podría definir el hidrógeno rosa como verde a efectos prácticos. Según cálculos de la Asociación Internacional de la Energía (AIE), en 2019 -es decir, antes de la escalada de precios del último año- producir un kilo de hidrógeno verde costaba entre 3,2 y 7,7 dólares, mientras que con gas oscilaba entre 0,7 y 2,1 y el carbón se situaba entre 1,9 y 2,6 dólares. Estiman que en 2060 los costes se habrán igualado por abajo -dependerá del precio de la electricidad- y también estará mucho más cerca por arriba (2,5 dólares con emisiones, 3,3 dólares el kilo de verde).
Esto supone que la realidad actual del gas sea gris: casi el 99% del hidrógeno se produce a partir del metano. El azul es similar, solo que añade captura y almacenamiento de CO2 para ser menos nocivo. Al otro lado del espectro estaría el marrón o negro, que se produce con carbón. Pero el de España, por su parque renovable, sería verde y esto, unido a su infraestructura y localización, hace que el país pueda aspirar a convertirse en el nodo del gas en Europa.
"España tiene un alto potencial para ser el hub de hidrógeno de Europa: tiene una posición geográfica y climática claves, con una gran capacidad de generación de renovables, capacidad industrial y una red de infraestructuras robustas", destaca Gonzalo. También recuerda el proyecto H2MED, que le da a la península un papel protagonista, especialmente si finalmente se convierte en un Proyecto de Interés Común. "A partir de 2030, España podría aportar a Europa 21 bcm equivalente a dos millones de toneladas de hidrogeno al año, lo que representa el 20% de la producción de hidrógeno esperada en Europa", cuantifica el directivo.
La clave, explica Goicoechea, es que "el mayor componente en el precio final del hidrógeno está relacionado con el precio de la electricidad". Es decir, que depende de la generación renovable, por lo que "en la medida en que un país sea un sitio con gran potencial para el desarrollo de las renovables tendrá un gran potencial para desarrollar un hidrógeno competitivo". Y España encaja en esta descripción. "Tiene en esa parte una ventaja competitiva respecto al resto de países", arguye. "Tiene las características necesarias para convertirse en una potencia mundial de hidrógeno; España puede convertirse en productor, pero también en exportador".
Gas por carbón
El problema es hacer que todo coincida, especialmente si se tiene en cuenta el horizonte de 2027, cuando comenzará el proceso de cierre de las nucleares porque la alternativa, de momento, es recurrir todavía más al gas natural. Ya se vio este verano, cuando aumentó la demanda eléctrica de Francia y Portugal y la ola de calor paralizó la producción de turbinas y paneles: el ciclo combinado trabajó más que nunca. Y la última vez que salió una fuente del mix se reprodujo este fenómeno.
Aunque el plan para cerrar las centrales térmicas de carbón ya tenía varios años, el desmantelamiento se notó entre 2017 y 2019: pasó de aportar un 17,2% del total de la electricidad del país al 4,9%. Mientras, el ciclo combinado pasó del 14,1% al 21,2%, un porcentaje que sólo ha superado este año. En el último lustro, la eólica y la solar fotovoltaica son las dos fuentes que más han visto crecer su potencia instalada y hay días en los que entre ambas suman más del 50% de la generación.
No obstante, el Gobierno no está preocupado por ello, porque el despliegue renovable es rápido y porque la nuclear saldrá paulatinamente del sistema, no de golpe. Fuentes del Ministerio de Transición Ecológica apuntan que en el organismo no creen que se vaya a dar la misma situación que hace unos años cuando se cerraron casi todas las térmicas.
Mientras, gas e hidrógeno convivirán, ya que aunque el segundo esté llamado a sustituir al primero, son compatibles. De hecho, gran parte de la infraestructura se podrá reutilizar. "Según la iniciativa European Hydrogen Backbone (EHB) en torno a un 70% de la infraestructura de transporte de gas natural actual puede ser reutilizada para transportar hidrógeno", recuerda Gonzalo. Y en el caso de España, además hay que tener en cuenta que "existen 900 kilómetros de gasoductos duplicados, con tubos en paralelo que hacen el mismo recorrido y que se construyeron para descongestionar la red". Es decir, que en una primera etapa de transición uno de los tubos podrá transportar gas natural y el paralelo hidrógeno renovable.
De todos modos, la tecnología de la electrólisis todavía tiene margen de mejora para conseguir mejores precios. Por el momento, la gran inversión que hay que realizar supone que deba estar produciendo hidrógeno casi a tiempo completo para conseguir amortizarla. Pero en el futuro, cuando se acerque a los precios de producción previstos por la IEA, no será necesariamente así. "A día de hoy, el hidrógeno renovable no es competitivo en precio, pero aspira a serlo", ilustra Goicoechea. Y, de hecho, para serlo tiene que resolver aún una crisis de identidad regulatoria: qué es exactamente hidrógeno renovable. Si entra el rosa, Francia, bastión nuclear europeo, tendría una enorme ventaja. Pero si es verde, la 'pila' del futuro podría producirse en España.
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