España, cada vez más cerca de abrir sus gasoductos a los primeros proyectos de hidrógeno renovable

España está cada vez más cerca de abrir sus gasoductos a los primeros proyectos de hidrógeno renovable. Esto ha quedado constatado en la resolución de un conflicto de conexión a la red convencional de gas natural planteada contra Enagás por una empresa de origen sevillano, BDP H2 Green XXI, que pretende conectar un total de 27 proyectos de _blending _—una mezcla de hidrógeno y gas natural— a la misma.

En la resolución mencionada, emitida por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), se cifra en más de 250 las solicitudes de proyectos de conexión de hidrógeno 'verde' que tiene por abordar la compañía responsable de la red de gasoductos y operador del sistema gasista.

Esta cifra es un claro reflejo de la rapidez con la que está creciendo este vector energético y de la apuesta que están haciendo las empresas no solo españolas, sino de todo el mundo, por lo que se ha convertido en una de las fuentes más prometedoras en la búsqueda de alternativas más limpias y sostenibles a los combustibles fósiles.

"Si se tiene en cuenta que hay más de 250 solicitudes de proyectos de conexión de hidrógeno, y que además la descarbonización llevará a una demanda decreciente de gas que admitirá en consecuencia cantidades decrecientes de hidrógeno diluido, queda de manifiesto la dificultad que supone el análisis y consecuentemente la obtención de capacidad de inyección en el futuro, por las limitaciones técnicas que presenta el _blending _de hidrógeno en la red de gas natural" declaran en el documento desde Competencia.

Así, la CNMC ha dado parcialmente la razón a la sevillana en lo relativo a la conexión de 12 de las 27 instalaciones y ha instado a Enagás a remitir en 40 días desde la recepción de la resolución "las condiciones técnico-económicas individualizadas de la conexión para cada uno de los doce proyectos con la precisión y detalle suficiente desglosando las instalaciones necesarias en cada caso y su presupuesto individualizado para ser analizadas y aceptadas".

Además, Competencia ha reprochado a la empresa gasista las "imprecisiones, vaguedades e, incluso, contradicciones" en las condiciones propuestas a BDP.

Sin embargo, lo que queda sin respuesta por parte de la Comisión es cómo habrá que resolver los conflictos que puedan surgir en el acceso a las redes, ya que la regulación del derecho de acceso no establece un criterio para la asignación de la capacidad. En este sentido, expertos cercanos al sector han indicado a El Periódico de la Energía que "se está a la espera de que exista una normativa de acceso que permita gestionar adecuadamente de acuerdo a un criterio establecido".

Apuesta europea

Los hechos que se están llevando a cabo en España parecen ir en direcciones no tan alineadas con las ideas que se mueven en Bruselas. Tal y como contábamos en este medio, la Comisión Europea en su último informe publicado, llamado Hydrogen’s impact on grids: Impact of hydrogen integration on power grids and energy systems, ha considerado que la mejor vía de transporte eficaz de hidrógeno es la construcción de infraestructura completamente nueva dedicada exclusivamente a este tipo de gas.

La ventaja de utilizar los gasoductos existentes radica en su infraestructura ya establecida, lo que permite un despliegue más rápido y eficiente del hidrógeno renovable en todo el país. Además, España está en una posición geográfica ideal para exportar hidrógeno a otros países europeos, lo que podría convertirla en un actor importante en el mercado europeo del hidrógeno.

Y es cierto que sin una red de hidrógeno, la mezcla de hidrógeno en la red de metano puede ser una solución transitoria. Pero, “la mezcla reduce el valor del hidrógeno en términos económicos y de eficiencia”. Además, el producto mezclado, teniendo en cuenta el objetivo de descarbonización del uso del vector hidrógeno, “sólo puede utilizarse con fines térmicos (quema de combustible). De hecho, en caso de que se necesite hidrógeno puro, hay que separarlo del metano con gran esfuerzo” añaden desde el ETIP SNET (European Technology & Innovation Platforms y Smart Networks for Energy Transition).

Técnicamente, la mezcla es posible hasta un cierto umbral que se está debatiendo en estos momentos. Como cambia la calidad del gas, “hay que tenerlo muy en cuenta, por un lado, para las aplicaciones de uso final sensibles a la calidad y, por otro, para la infraestructura (red de gas y almacenamientos)”. Por ello, si es posible, “el hidrógeno debería integrarse primero en una red de hidrógeno” detallan en el informe**.**