99) Resumen del Renmad H2 Logistics Europe 2023
El 18 y 19 de octubre tuve el privilegio de asistir de manera presencial al evento que ATA Insights organizó en Zaragoza de “Renmad H2 Logistics Europe 2023” sobre “Cómo almacenar y transportar hidrógeno de forma económica y segura”. Desde aquí aprovecho para dar las gracias a Jose de la Sen y Nora Castañeda de Sener por darme la oportunidad de ir. A continuación os dejo las cosas más relevantes a modo de resumen:
Alejandro Martínez, abogado de Watson Farley & Williams recalcó que la regulación y la planificación es muy necesaria para que se desarrolle el hidrogeno de manera ágil y con sentido. Alejandro profundizó en el TEN-E de infraestructuras transeuropeas como Hi-East, Hi-West y BEMIMP, como solución para transportar grandes cantidades de hidrógeno al corazón de Europa.
Susana de Pablo, directora general de Enagás GTS, realizó una ponencia sobre el sistema de Garantías de Origen (GdO), ya que transitoriamente según la disposición segunda del Real Decreto de 376/2022 se dictaminó que serían los responsables de desarrollar el sistema de GdO de gases renovables (H2, biometano y biogás).
Para quien lo desconozca que es un GdO, es un certificado electrónico que acredita el carácter renovable de 1 MWh de energía y aporta información detallada sobre su producción. La finalidad es demostrar al consumidor final que una determinada cantidad de gas se ha obtenido a partir de fuentes renovables. Se incluye información de cuándo y dónde se ha producido la energía, en qué instalación y con qué tecnología y fuente de energía empleada.
Pero esto de los GdO no es nuevo, ya que como se puede observar en la siguiente imagen, en 2001 de la mano de la CNMC se crearon los GdO de electricidad renovable (aunque en España se implementó en 2007), con la intención de que exista más transparencia para el consumidor final.
A su vez, nos explicó que en enero de 2023 se abrió el registro para dar de alta a las instalaciones (a día de hoy, según lo que he podido comprobar en el siguiente link donde se pueden monitorizar los GdO, existen 2 instalaciones de biometano, 1 de biogas, y 0 de hidrogeno). En mayo de 2023 se entregaron los primeros GdO de gases renovables ( actualmente se han otorgado 67.948).
La siguiente mesa de debate, moderada por Sara Martínez de la Fundación de Hidrógeno de Aragón, trató sobre las claves del éxito en proyectos de canalización de hidrógeno renovable.
Ignacio Grangel, director del área de derecho público y sectores regulados de CMS, incidió sobre la falta de velocidad y que las solicitudes de conexión no son nada sencillas, donde para la tramitación es necesario un informe vinculante de Enagás GTS para poder inyectar hidrógeno en la red de transporte.
María Ángeles de Vicente, head of EU regulation & policy, Enagás, S.A, comentó el estado actual del Paquete de Gas e Hidrógeno, donde el trílogo se comenzó en julio de 2023 y se espera alcanzar un compromiso para finales de este año. Posteriormente se publicará en el Diario Oficial de la Unión Europea y tras eso se transpondrá a la legislación española. De cara a incentivar la inyección, indicó que se ha propuesto unos descuentos del 100% para la inyección en red en los casos de los gases renovables.
Pedro Palencia, director de relaciones institucionales y regulación de Sedigas, ha indicado que hoy en día el gas natural es quien apoya al sistema eléctrico a modo de back-up, pero que en un futuro será el hidrógeno quien cierre el círculo de la descarbonización.
Yolanda Etxauri, directora de regulación de Nortegas, consideró necesario que existan una clara separación para la separación y la distribución del hidrógeno renovable. Ya que el 100% de los consumidores domésticos están vinculados a la red de distribución y prácticamente, la totalidad de los consumidores industriales. Yolanda considera fundamental que la administración esté involucrada en el proyecto de cara a las autorizaciones.
La siguiente mesa de debate, moderada por Juan Fernandez, Hydrogen Technology Director, ATA Renewables, trató sobre las perspectiva de los grandes productores de hidrógeno renovable.
Sixto Alonso, director de operaciones de la Joint Venture de ACCIONA y PLUG Power, tienen previsto una planta de electrólisis de 25 MW en Navarra alimentada con 50 MW de PV+Eólica híbrida junto a PPA para disponer de un factor de carga de 100%. La producción de esta planta situada en Sanguesa está prevista que produzca hidrógeno renovable para inicios de 2025. Sixto ha hecho hincapié que es muy difícil ligar los conceptos de eficiencia y flexibilidad a la hora de generar hidrógeno renovable.
Marta Margarit, presidenta del consejo de administración de Enagás Renovable, que disponen de 20 proyectos de hidrógeno con socios variados, y que esperan tener 6 GW de electrólisis para 2030. Marta ha aprovechado su intervención para describir el proyecto de Green Hysland, el cual describí hace un tiempo, disponible aquí.
Por otra parte, Marta ha comentado algo que yo creo es una realidad del sector, la tecnología no está madura, está madura a “escala de laboratorio” pero no a escala industrial. De hecho, considera que aunque la regulación puede ayudar a la producción de hidrógeno, lo que verdaderamente habría que incentivar es la demanda.
Irene Lores, directora de desarrollo de H₂ en España de BP, indicó que BP dispone 8 refinerías (una de ellas en Castellón) y entre todas consumen alrededor de 450 KTn H₂/año, y su principal objetivo es desplazar ese hidrógeno gris por hidrógeno renovable, y si existen excedentes venderlos a un tercero. Para ello harán frente a una inversión de 2000 M€, aunque irá por fases, comenzando por una planta de electrólisis de 25 MW que desarrollarán junto a Iberdrola. Análogamente, quieren producir 500 KTn de SAF y ser un actor importante en la Comunidad Valenciana donde existe una industria interesada en hidrógeno como es la cerámica o química.
Aunque le preocupa la falta de claridad del acto delegado RED II, porque con la correlación horaria es muy difícil cubrir la necesidad de suministro constante que necesita la refinería de Castellón.
Iban Molina Saera, director de hidrógeno Verde de Iberdrola España, ha comunicado que tienen en cartera 60 proyectos en 8 países distintos, dos en España. Concretamente, la planta de Puertollano y la de Huelva.
Iban mencionó una cosa que describe el reto que tenemos por delante “Tenemos que conseguir los mismos avances que se lograron en las energías renovables en los últimos 30 años, pero esta vez en el hidrógeno en 10 años”. ¡Un reto mayúsculo! Sobre todo, sabiendo que la tecnología se encuentra en fase de laboratorio, y la industria lo necesita con celeridad.
Iban recalcó que existe una oportunidad histórica para pasar de ser importador de energía a exportador, a la vez que atraemos industria a España por los precios competitivos de la electricidad e hidrógeno. En su opinión, las infraestructuras portuarias verdes del futuro tendrán un papel muy relevante en el mix energético de los países. Pero considera que sería más lógico dar ayudar al OPEX antes que al CAPEX.
Claudio Rodríguez, director general de infraestructuras de Enagás Transporte, habló sobre H2Med & The European Hydrogen Backbone. Bajo mi punto de vista, indicó una cosa que es muy relevante, ya que hoy en día, todo el gas natural que entra en España entra por unos puntos muy localizados con grandes entradas y concentraciones conocidas, y pasaríamos a un nuevo paradigma donde la producción de biometano e hidrógeno sería distribuida geográficamente, y en cantidades menores y asociada a la estacionalidad de las renovables; lo que dificulta mucho su gestión.
El evento era en Zaragoza, por lo que, adelantó que en la misma región para 2024 tendrán un centro de metrología, por que una vez el volumen de hidrógeno renovable adquiera un cierto tamaño deberemos de ser muy estrictos con la detección de fugas de H₂ en las plantas de generación de hidrógeno.
En la siguiente mesa de debate fue sobre los desafíos de la construcción de redes dedicadas al hidrógeno, moderada por Eugenia Sillero, Secretaria General, Gasnam – Neutral Transport.
Óscar Ruiz Martínez, principal engineer europe de Rosen Group, indicó que la norma ASME B31.12 es demasiado conservadora, lo que resta agilidad para el repurposing de los ductos. Análogamente, aseveró que el 46 % de los gaseoductos de Europa tienen más de 40 años, hecho que dificulta el análisis de la reconversión, porque en muchas ocasiones no se tiene los datos de construcción o soldadura. Oscar lo resumió muy bien “cada ducto tiene identidad propia”, por lo que, habría que asegurarse de la microestructura existente, condiciones de operación como fatiga, grietas…
Joan Batalla, presidente de Sedigas, fue directo al grano, ya que, asegurando que la planificación es fundamental para que la economía del hidrógeno tenga sentido. Sin eso, no lo lograremos.
Claudio Rodríguez, a su vez, mencionó que la regasificación del GNL en los puertos, ayuda a sector de la generación del frío, reduciendo sus emisiones en +90%. Los puertos están destinados a convertirse en nodos “carbon neutral” con la llegada del amoníaco verde, metanol renovable o hidrógeno electrolítico. De hecho, mencionó que en Alemania están valorando la opción de reconversión de tanques de GNL a NH₃, donde ciertos materiales sí que son válidos, pero por ejemplo, las bombas sumergidas del GNL no serían aptas para el amoníaco.
Dr. Daniel Sandana, experto en materiales y corrosión de Rosen Group, indicó que la estandarización no es sencilla a la hora de reconvertir los gaseoductos existentes, porque solamente, el 23% de la red europea tiene menos de 20 años de antigüedad. Incluso menciono que el 53% de la red es <X52 (límite elástico mínimo del acero, que es de <52.000 psi). También recalcó una cosa que suscribo a pies juntillas por el bien del sector, no podemos permitirnos un incidente grave con el hidrógeno, porque supondría un revés importante para la economía del hidrógeno.
Fernando José Cortina Alberola, responsable de regulación de Redexis, expuso que conforme a la DA 38 LSH (tras RDL 6/2022) el suministro de gases renovables mediante canalización no conectada al sistema gasista se considera red aislada, lo que al considerarse interés general, se puede expropiar forzosamente el terreno por donde circula el hidroducto. Análogamente, el control de los parámetros de calidad del gas tiene que ser supervisado por el gestor técnico.
En la siguiente imagen podéis observar la casuística sobre canalizaciones de hidrógeno conectadas al sistema gasista.
Fernando habló sobre el proyecto de Green Hysland de Mallorca, donde el proyecto inicio antes de que se estableciera el RDL 6/2022, lo que restó agilidad.
Josu Aramburu es responsable de soluciones de infraestructuras de hidrógeno de Nortegas. Para quien no lo conozca, Nortegas opera las redes de distribución de la cornisa cantábrica, zona muy industrial. De hecho, el 75% del volumen del gas natural acaba en la industria, y solamente el 25% en domicilios. Como compañía gasista están enfocados a hacer la transición de suministrar 100% gas fósil hoy en día, a en 2050 entregar a los clientes una mezcla de hidrógeno, biometano, e-Metano, junto con una orientación a la eficiencia energética. La siguiente imagen describe muy bien lo que Josu indicó.
Josu explicó el primer hidroducto de España, que conecta el electrolizador de 2,5 MW de la refinería de Petronor (donde Sener ha participado como ingeniería) con el Parque Tecnológico del EIC. Destacó que la formación de un comité técnico (junto al Gobierno Vasco, Petronor Innovación, Repsol, Diputación Foral de Bizkaia y Parque Tecnológico) permitió resolver todos los problemas operativos que iban surgiendo durante el proyecto. En ese aspecto, la involucración de las administraciones es fundamentales para tener la agilidad necesaria. El hidroducto logró la autorización administrativa el 15 de abril de 2022 y la puesta en marcha llegó el 23 de diciembre de 2023, video sobre ello.
Por otra parte, Josu expuso el proyecto H2SAREA, donde a día de hoy están probando con un mix de 20% H₂ y 80% GN en una infraestructura que ha estado operativa en funcionamiento con gas natural en la red de distribución 20 años .
Como dato curioso que han sacado de este proyecto “Al inyectar 5% H₂ en una mezcla de gas natural, al de 3 metros la mezcla es homogénea a todos los efectos. En el caso de 20 % H₂, la mezcla es homogénea al de 4,3m”.
Incluso contemplan pruebas de estratificación, para comprobar que pasa en un bloque de viviendas de 15-20 plantas, si la última vivienda no abre el gas en un mucho tiempo, si al abrir se encuentra la mezcla que se presuponía o solamente 100% H₂. La verdad, que este proyecto de Nortegas es un proyecto fantástico. ¡Felicidades a los involucrados!
En la siguiente mesa de debate sobre el impulso del despliegue de red de hidrolineras para la movilidad sostenible, el moderador Zoilo Ríos de la Confederación Española de Empresarios de Estaciones de Servicio (CEEES) abrió el debate con los precios de las diferentes modalidades de repostaje, arrojando los siguientes números:
Inversión de 70-100K€ para gasolina/diésel, puntos de recarga 100K con dos mangueras y sin transformador, una gasinera 1M€ y las estaciones de repostaje de H2 entre 1-2 M€. Hoy en día, es muy caro invertir en una infraestructura que no sea de combustibles fósiles.
José Luis Vidal Montero, responsable de movilidad de Redexis, comentó que un tube-trailer que puede transportar alrededor de 400 Kg H₂ puede llegar a ser rentable si hablamos <100km cuando se mueve poco volumen. Pero una vez aumentamos el volumen, el coste del hidroducto es una décima parte.
Ignacio Alonso, gestor de desarrollo de negocio movilidad de hidrógeno de Repsol, destacó que en países como Alemania o Austria financian hasta el 80% de la diferencia entre un coche convencional y un coche propulsado con hidrógeno. Análogamente, a parte de la hidrolinera del parque de EIC (conectada con el hidroducto de Nortegas desde el electrolizador de 2,5 MW), tiene previsto otros 6 puntos de suministros. Preferiblemente cerca de los nodos logísticos y que puedan cubrir el TEN-T a menos de 10 km.
Narciso Prieto, responsable de desarrollo de negocio de España de Atawey, indicó que han instalado 25 puntos de recarga de hidrógeno, de hecho, tienen el 40% de cuota del mercado.
Clara Arpa, CEO de ARPA, comentó que han aportado el dispensador para el tren de hidrógeno de CAF (Proyecto FCH2Rail) , que circuló entre la línea de Zaragoza y Canfranc en modo eléctrico en la zona electrificada y en modo híbrido con hidrógeno y baterías en la zona sin electrificar.
Cristina Sánchez, experta de la comisión de seguridad del H₂ de BEQUINOR (Asociación Nacional de Normalización de Bienes de Equipo y Seguridad Industrial) expuso la guía técnica con recomendaciones de aspectos críticos en lo relacionado con hidrógeno. Os dejo el link a la web.
En la siguiente mesa de debate fue sobre cuál es la forma más eficiente de almacenar hidrógeno, moderado por Cintia Hernández.
Emilio Íscar de Hoyos, project development coordinator de H₂ en Exolum. Para quien no conozca Exolum, son el antiguo CLH, operador logístico de hidrocarburos de España con más de 95 años de experiencia y con más de 11 Mm³. Con gran criterio indicó que nadie sabe a día de hoy cuál será el vector energético que va prevalecer, por lo que la diversificación es necesaria hasta ver cuál será la opción que triunfe. En ese momento del futuro, a todos nos parecerá la opción más obvia, pero hoy en día no está claro.
Emilio comentó que el almacenamiento del NH₃ es más caro que MeOH. A su vez, declaró que en su red de oleoductos podrían enviar metanol o LOCHs, ya que, la red opera por lotes con una interfaz entre distintos productos.
Romuald Chiron, business developer de Calvera Hydrogen, comentó que para el mercado actual de hidrógeno, el gas comprimido es suficiente y que no es necesario irse a hidrógeno licuado, por mucho que la densidad energética sea 3 veces mayor. El hidrógeno licuado puede llegar a ser rentable cuando los volúmenes sean gigantescos.
Calvera ha fabricado un tube trailer de 1 Tn H₂ a 517 bar para Shell, aunque lo que más fabrican está vinculado a la presión de 350-380 bar.
Alberto Cerezo, subdirector de innovación de Redexis, nos dio ciertos datos, asumiendo que en la red de gas natural actual contiene 378 TWh de energía, si alcanzamos el 5% de blending de hidrógeno, estamos hablando 140-150kT H₂ /año. Es decir, que el blending de hidrógeno podría permitir el uso de las infraestructura existentes mientras se desarrolla el inmenso potencial de España con el hidrógeno. Por que hagáis una idea, hoy en día se consume 500KT H₂/año en España, muy localizadas en refinerías y vinculado al sector de los fertilizantes.
Nacho Dorado, responsable de desarrollo de negocio de H₂, CCS & LNG en IDESA, nos enseñó los 5 tanques de almacenamiento de hidrógeno que Idesa había fabricado para Iberdrola dentro de su planta de Puertollano. A su vez, indicó que por tema de plazos de fabricación (requiere mucho tiempo hacer tanques tan grandes), Iberdrola tuvo que buscar otro suministrador para que realizase los 6 tanques restantes. Los tanques de hidrógeno de grandes dimensiones tienen LLI (Long lead times) elevados, porque estamos hablando que se tardan en fabricar entre 10-12 meses, por lo que es necesario no dejar para el final del proyecto la compra de estos equipos.
Nacho también hizo hincapié en que la logística de tanques de grandes volúmenes no es baladí, por que en el transporte por carretera se tiene el límite de la longitud y el peso. Por lo tanto, aunque IDESA sea capaz de fabricar tanques inmensos, existen cuellos de botella fuera de su alcance.
En la siguiente mesa de debate fue sobre el futuro del almacenamiento de hidrógeno subterráneo a gran escala, moderado por Cintia Hernández de ATA Insights.
Pedro Casero, responsable del área técnica, Fundación Hidrógeno Aragón (FHa), y debo admitir que un gran profesor dentro del máster de tecnologías de hidrógeno de la Universidad de Mondragón, describió cuales son las opciones de almacenamiento geológico para poder mantener un suministro estable en un futuro. Por una parte, medios porosos que pueden ser pozos depletados con capacidades de hasta 10.000 Tn H₂, cavernas salinas con capacidad de hasta 3.000 Tn H₂ y por último, cavernas de roca revestidas con acero como el proyecto HYBRIT en Suecia.
Julio Matesanz, director de exploración en Trinity, comentó que solamente existen 4 almacenamientos subterráneos en el mundo (Estados Unidos y Reino Unido). Análogamente, ha indicado que es un proceso muy costoso, ya que, es necesario tomar muestras y es muy difícil prever que reacciones se pueden dar en las rocas, por ejemplo, generándose ácido sulfhídrico.
En el siguiente mesa de debate sobre transporte de hidrógeno renovable, moderado por Alfredo del Tiempo, Delegado Institucional en Aragón de Iberdrola dejó una frase fantástica que resume a la perfección al hidrógeno, dice así:
“No habrá economía verde, con números rojos”.
Pierre Cohen, business development manager - Large Industry de Air Liquide, mencionó que la descarbonización tiene que ir a un ritmo adecuado, porque si no es rentable, no entrará el dinero de los inversores. Bajo su experiencia, Pierre admitió que las hidrógeneras no son un modelo de negocio viable, porque tiene que hacer frente a una electrolizador que es un equipo caro, hacer mantenimientos periódicos y disponer de varios tube trailer para poder dar servicio cuando la planta este parada. En las hidrolineras el proceso es algo más sencillo, porque te olvidas de la generación insitu y de la renovable asociada.
Rafael Calvera, presidente & Chief Commercial Officer de Calvera Hydrogen, aboga por no meter complejidad a la logística. Hoy en día las soluciones de gas comprimido pueden ser rentables en rangos cercanos.
Ekain Fernández, responsable de tecnologías de hidrógeno de Tecnalia, al ser parte de un centro tecnológico no se moja sobre que solución prevalecerá en el futuro. Aunque, bajo su punto de vista, en corta distancia será gas comprimido, en media distancia tubo y en larga distancia carriers. A su vez, aboga por que desarrollemos tecnología en el territorio y exportemos tecnología, porque hoy en día lo que está previsto es exportar solamente hidrógeno.
Eugenia Sillero, secretaria general de Gasnam – Neutral Transport, asociación que cuenta con +160 socios involucrados con los gases renovables, considera perjudicial incluir muchas etapas de transformación de la molécula, porque iremos perdiendo eficiencia por el camino.
Por último, Ana Férriz, hydrogen project developer de Exolum, habló sobre el transporte del hidrógeno a gran escala a través de LOCHs. Para quien no conozca lo que son LOCHs, Ana incluyo la siguiente diapositiva en su intervención donde se resume la tecnología.
A día de hoy, ellos ven una figura prometedora en el Dibenzil-Tolueno (DBT) como posible LOCH para el transporte de hidrógeno por oleoducto. Dicho producto almacena hasta 64,5 kg H₂/m³ de DBT, teniendo una viscosidad aceptable para su bombeo por la red de transporte.
Bueno, el resumen acaba aquí, muchas gracias a todos los que habéis llegado hasta este punto y disculpar por la longitud del texto, pero condensar 2 días de jornadas tan interesantes es complicado. Espero que os haya resultado interesante y que podáis obtener valor de la lectura.
93) Estudio real del BLENDING del Hidrógeno en el gas natural.
Mi humilde trayectoria como “creador de contenido” me indica que este va ser un análisis que va suscitar mucho interés, por lo que si os gusta, si que os pediré que lo compartáis o al menos deis me g…
Estremadamente interesante, y bien ilustrado. Muchísimas gracias por el Resumen la verdad