La CNMC da el visto bueno a que se inicie el blending
a través de 12 proyectos de BDP H2 Green XXI
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. (El
Periódico de la Energía – España)
