CATF Respuesta a la consulta británica sobre la mezcla de hidrógeno en las redes de distribución de gas del Reino Unido

CATF presentó sus comentarios a la consulta británica sobre la mezcla de hidrógeno en las redes de distribución de gas del Reino Unido. Nuestra respuesta se centró en el papel estratégico de la mezcla (pregunta 3). 

---

1. La mezcla de hidrógeno bajo en carbono en los gasoductos de gas natural desperdicia este bien escaso y desvía los esfuerzos hacia la descarbonización efectiva de toda la economía.  

El hidrógeno no abunda en la naturaleza y, para obtener cantidades significativas de la molécula, hay que liberarlo de una forma compuesta. Existen dos vías principales de producción de hidrógeno bajo en carbono: la electrólisis del agua y el reformado de metano por vapor/autotérmico (SMR/ATR) con captura y almacenamiento de carbono (CCS). A pesar de la gran cantidad de proyectos anunciados recientemente, el hidrógeno con bajas emisiones de carbono procedente de ambas fuentes escasea en la actualidad y la mayor parte de la producción de hidrógeno actual (>95%) procede del reformado de metano por vapor/autotérmico (SMR). En 2022, la electrólisis del agua representaba sólo el 0,1% de la producción mundial de ^hidrógeno1, debido principalmente a los prohibitivos costes económicos de esta vía de producción, pero también a una cadena de suministro poco desarrollada. 

Ambas vías de producción requieren mucho tiempo para el diseño, la planificación, la obtención de permisos y la entrega. Aunque los incentivos financieros y las políticas de apoyo están a punto de cambiar esta situación a corto plazo, siguen existiendo importantes obstáculos. Las instalaciones de producción de hidrógeno a gran escala requieren mucho capital. Para la electrólisis del agua, se necesita un suministro abundante y estable de electricidad limpia, y para la SMR/ATR con CCS, deben garantizarse sistemas de captura de carbono altamente eficaces con la infraestructura de apoyo pertinente (como tuberías de_CO2 e instalaciones de almacenamiento geológico).  

Debido a las propiedades físicas del hidrógeno, su producción consume mucha energía y es difícil de transportar y almacenar. Estos factores contribuyen a elevar los costes de producción y, por tanto, explican la escasez actual de hidrógeno bajo en carbono. Debido a esta disponibilidad limitada, tanto en la actualidad como en las previsiones a corto plazo, CATF recomienda que se dé prioridad al despliegue de hidrógeno bajo en carbono en los sectores de uso final "sin remordimientos", donde simplemente no existen otras opciones alternativas de descarbonización, o donde las alternativas son técnica o económicamente menos viables(figura 1). Las futuras inversiones y mercados para el hidrógeno bajo en carbono deberían tener en cuenta estas prioridades, garantizando que el hidrógeno esté disponible para los sectores con más probabilidades de necesitarlo. 

---

Figura 1: CATF clasificación de los posibles sectores de uso final del hidrógeno (fuente: CATF) 

---

Incorporar hidrógeno bajo en carbono a la red de gas diluiría los beneficios medioambientales de un bien escaso que podría aprovecharse mejor en otros sectores necesarios. Los consumidores industriales, incluidas las refinerías y los productores de amoníaco, que producen algunos de los productos esenciales para la sociedad, como combustibles para el transporte y fertilizantes agrícolas, deberían tener mayor prioridad. Estas instalaciones de producción funcionan las veinticuatro horas del día y, por tanto, necesitan un suministro constante de hidrógeno como materia prima. Para satisfacer la elevada demanda, los propietarios de las refinerías a veces construyen sus propias instalaciones de producción de hidrógeno in situ, pero también pueden subcontratar el suministro de hidrógeno a proveedores externos cercanos, como es el caso de muchas refinerías de Estados Unidos. En ambos casos, todos los aspectos de la producción de hidrógeno se coordinan estrechamente con el proveedor industrial, incluidos el volumen, la calidad, el tiempo de funcionamiento y la vida útil del proyecto. Esto no debería ser diferente en el caso del hidrógeno bajo en carbono, independientemente de su vía de producción.  

Es imperativo que los usos actuales del hidrógeno, que son en gran medida usuarios industriales, sean los primeros beneficiarios del suministro de hidrógeno bajo en carbono, además de los nuevos usuarios industriales -como la fabricación de acero o la producción de combustibles sostenibles-, en los que el hidrógeno bajo en carbono puede desempeñar un papel importante en un futuro próximo, a medida que sus incipientes mercados se desarrollen. 

2. Posicionar la red de gas natural como comprador de hidrógeno, aunque sea temporalmente, podría distorsionar el mercado del hidrógeno bajo en carbono.  

Los promotores de proyectos de hidrógeno con baja emisión de carbono deben asegurarse de que sus proyectos sean financiables, en gran medida respaldados por los ingresos previstos de los compradores. Como se señala en la sección 1, el hidrógeno bajo en carbono debe dirigirse prioritariamente a los mayores consumidores actuales de hidrógeno no estabilizado, principalmente los compradores industriales. Sin este planteamiento, podría crearse un riesgo de volumen -el riesgo de que un productor de hidrógeno no pueda vender suficientes volúmenes de hidrógeno-, tal como ha señalado el Gobierno ^británico2. Sin embargo, es poco probable que este riesgo se materialice si el desarrollo de la producción de hidrógeno bajo en carbono está estrechamente vinculado a los compradores industriales. 

El Gobierno británico deberá velar por que existan salvaguardias que garanticen que los productores de hidrógeno no se limiten a producir hidrógeno e inyectarlo en la red basándose en que no tienen ningún suministrador, lo que podría distorsionar el mercado del hidrógeno hipocarbónico. En su lugar, el Gobierno del Reino Unido debería apoyar a los productores de hidrógeno bajo en carbono en la identificación y conexión a los "off-takers" prioritarios en las aplicaciones industriales actuales. El Gobierno británico también debería estudiar la forma de hacer cumplir la inyección transitoria a la red, por ejemplo mediante un límite legal de las inyecciones de hidrógeno a la red. 

3. Debe darse prioridad al hidrógeno electrolítico procedente de la electricidad renovable interrumpida para su uso como almacenamiento de energía de larga duración.  

La producción de hidrógeno electrolítico a partir de electricidad renovable interrumpida está más relacionada con un diseño adecuado del sistema eléctrico que con la generación de hidrógeno. Así lo ha demostrado un reciente informe de la Royal ^Society3, en el que el sistema eléctrico se diseñó específicamente para suministrar electricidad por encima de la demanda y ese exceso de electricidad se utilizó para generar y almacenar hidrógeno.  

Además, planificar y desarrollar de forma independiente una instalación de electrólisis exclusivamente para capturar la electricidad restringida no es una empresa rentable, debido a la baja utilización de la instalación de electrólisis y a la naturaleza impredecible de la restricción. Incluso si la instalación de electrólisis se planea para equilibrar la generación renovable, el uso previsto del hidrógeno generado sería como una forma de almacenamiento de energía de larga duración para generar electricidad cuando las energías renovables están fuera de línea. El uso de instalaciones de electrólisis para generar hidrógeno a partir de electricidad interrumpida debería planificarse como parte del diseño de un sistema energético integrado. La figura 2 muestra los precios del hidrógeno ^{electrolítico4} en relación con los factores de capacidad de la electrólisis (previstos para los casos de restricción). 

---

Figura 2: Costes de producción de hidrógeno en función del factor de capacidad y del precio de la electricidad (fuente: CATF) 

---

Por tanto, la premisa de inyectar hidrógeno procedente de la electricidad interrumpida en las redes de distribución de gas no es válida. El hidrógeno electrolítico generado por la electricidad interrumpida está mucho mejor posicionado para servir como una forma de almacenamiento de energía de larga duración en un sistema eléctrico ampliamente descarbonizado.  

Será importante que el gobierno del Reino Unido aclare qué formas de acuerdos contractuales se llevarán a cabo y especifique un precio de compra que garantice un rendimiento razonable para el promotor, al tiempo que -y lo que es más importante- proteja al gobierno de incurrir en gastos irrazonables en el intento de apoyar a esta industria naciente.  

También cabe señalar que si la instalación de electrólisis se construye originalmente para suministrar hidrógeno a un comprador, es poco probable que haya capacidad de reserva en la planta para acomodar la electricidad restringida. Por lo tanto, no se espera que este escenario aporte un gran volumen de hidrógeno.

4. La inyección de hidrógeno en el sistema de distribución de gas crea incertidumbre y riesgo, y la mezcla para aplicaciones residenciales no es un uso final sensato ni seguro.  

CATF insta al gobierno británico a considerar las implicaciones más amplias de la introducción del hidrógeno en el sistema de gas natural. La consulta no esboza específicamente la intención o el propósito de dicha mezcla, por lo que la respuesta de CATFse centra en dos aplicaciones en las que el hidrógeno puede estar siendo considerado: calefacción en entornos residenciales e industriales; y generación de energía. 

Numerosos estudios ^{independientes5} han llegado a la conclusión de que alternativas como las bombas de calor, los sistemas térmicos solares y la calefacción urbana son más económicas, más eficientes, consumen menos recursos y tienen un menor impacto ambiental que el hidrógeno en lo que se refiere a opciones para la calefacción doméstica. Además, aunque el hidrógeno se maneja habitualmente en aplicaciones industriales, su uso en entornos residenciales presenta riesgos de seguridad potencialmente graves, tanto por la alta susceptibilidad del hidrógeno a las fugas (sin llama visible ni olor) como por su rango de inflamabilidad, que es seis veces superior al del gas natural. El documento de consulta (p. 27) hace referencia a estos problemas de seguridad para la calefacción doméstica y las aplicaciones residenciales y, por estas razones, el hidrógeno no debe considerarse una opción de descarbonización para uso residencial.  

Tanto el principal asesor de infraestructuras del Gobierno británico como la Comisión Nacional de ^{Infraestructuras6} se han pronunciado en contra del uso del hidrógeno para la calefacción doméstica, afirmando que debería descartarse. Un reciente informe de ^E3G7 también ofrecía argumentos de peso contra la propuesta de mezcla del Gobierno británico, concluyendo que la mezcla no fomenta el despliegue estratégico del hidrógeno en sectores en los que es la principal opción para la descarbonización y, además, corre el riesgo de bloquear el hidrógeno para usos ineficientes, como la calefacción doméstica, a expensas de otros sectores. Además, el informe concluye que la mezcla de hidrógeno podría aumentar la factura energética de los hogares y la industria entre un 7 y un 20% y, en general, desbaratar los esfuerzos de descarbonización de la calefacción doméstica al retrasar las decisiones estratégicas y de inversión en otras tecnologías más prometedoras.   

En el documento de consulta (p. 42) se señalan posibles retos y riesgos asociados a la mezcla de hidrógeno, como el coste de actualizar los contadores de gas heredados, la posible fragilización de las antiguas tuberías de hierro de la red de distribución de gas del Reino Unido y los posibles costes asociados a la desulfuración. La consulta también indica que puede haber problemas de seguridad en torno al uso de mezclas de hidrógeno de hasta el 20% en volumen en las redes de distribución de gas del Reino Unido. Por lo tanto, se requiere una evaluación y valoración exhaustivas de las implicaciones de la mezcla de hidrógeno para la seguridad antes de iniciar cualquier planificación.   

---

Figura 3: Emisiones del ciclo de vida de las mezclas de hidrógeno y gas natural (_kgCO2e/MWhe) (fuente: CATF) 

---

En el caso de la generación de electricidad, la figura 3 muestra la reducción de emisiones de GEI durante el ciclo de vida de varias mezclas de hidrógeno y gas natural para su uso en una central de ciclo combinado de gas natural. En el caso de las mezclas con un volumen del 20 %, las emisiones de GEI del ciclo de vida sólo se reducen en un 7 % en comparación con la generación de electricidad con gas natural no estabilizado, por lo que se desvía hidrógeno escaso y bajo en carbono a cambio de una reducción mínima de GEI.