ACTUALIDAD. ¿Un gasoducto disfrazado? Incógnitas conocidas sobre el proyecto H2Med

H2Med

 

El presidente del Gobierno, Pedro Sánchez; el presidente de la República Francesa, Emmanuel Macron; el primer ministro de la República Portuguesa, António Costa, y la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, durante la reunión de trabajo del H2Med, ayer, 9 de diciembre de 2022. | Pool Moncloa / Fernando Calvo

Ya sea un gasoducto o un gasoducto de hidrógeno, H2MED corre el riesgo de no tener un mercado para 2030, cuando se espera que el gasoducto esté listo

IRENA señala que hay poca demanda de hidrógeno bajo en carbono.

Reutilizar la infraestructura de gas para hidrógeno es complicado y costoso; Mezclar gas e hidrógeno no tiene sentido desde el punto de vista económico para los consumidores ni para la descarbonización.

H2MED es un proyecto costoso cuya construcción podría costar alrededor de 3 mil millones de euros.

10 diciembre 2022.- H2MED, anteriormente conocido como “BarMar”, es un oleoducto submarino propuesto entre Barcelona y Marsella para reemplazar el proyecto MidCat archivado que habría conectado la Península Ibérica con Francia y, de hecho, con la Unión Europea en general. H2MED fue anunciado como la pieza central del llamado “Corredor de Energía Verde” de Francia, España y Portugal, el último de una serie de esfuerzos para ayudar a Europa a abandonar el gas ruso. 

Se espera que H2MED comience a operar en 2030, aunque los países involucrados no han confirmado un cronograma de entrega del proyecto. Pero el tiempo no es la única preocupación. Han surgido incertidumbres significativas sobre el propósito, la demanda, la tecnología, los costos, el financiamiento y la necesidad general del proyecto.

Aunque su nombre sugiere que se trata de un proyecto de hidrógeno, se espera que H2MED comience a operar transportando gas natural a Alemania y Europa Central a través de Francia como “ una fuente de energía temporal y transitoria” . El gasoducto también ayudará a compartir las capacidades de gas natural licuado (GNL) entre las naciones europeas. A largo plazo, Francia, España y Portugal tienen la intención de modernizar H2MED para transportar hidrógeno verde.

En un intento por asegurar el apoyo para el proyecto, los proponentes de H2MED lo describen como un “ corredor de hidrógeno del Mediterráneo ” que también podría incluir a Italia y otros países vecinos. En los últimos meses, España e Italia han explorado la viabilidad de un gasoducto marino que recorrería 700 kilómetros entre la terminal de regasificación de Barcelona y el puerto de Livorno, en el norte de Italia, a un precio de construcción de unos 3.000 millones de euros. También se habló de un gasoducto “virtual”.

Para que el proyecto H2MED resulte atractivo para los inversores y las comunidades de las regiones afectadas, el proyecto se anuncia como “ el ramal submarino de Vía Augusta ”, una referencia a la carretera más larga de la antigua Hispania que se extendía a lo largo de 1.500 kilómetros desde los Pirineos hasta Cádiz, en el sur de España.

¿Quién está detrás del proyecto H2MED?

H2MED conectará a dos de los principales operadores de sistemas de transmisión de gas (TSO) europeos, Enagás y GRTGaz, transitando cerca de dos grandes terminales de GNL: la terminal de regasificación de Barcelona en España y la terminal de regasificación de Fos Cavaou cerca de Marsella en Francia.

GRTgaz posee y opera la red de transmisión de gas más grande de Francia y actualmente pertenece en un 61 % a Engie y en un 39 % a Société d'Infrastructures GazièresSIG. Elengy , una subsidiaria de GRTgaz dentro del Grupo Engie, posee una participación del 100% en Fosmax LNG, el operador de la Terminal de GNL de Fos Cavaou. Por su parte, Enagás es propietaria y operadora de la Terminal de GNL de Barcelona, ​​la mayor terminal de regasificación de España. 

Redes Energéticas Nacionais (REN) opera la principal infraestructura de transporte y gestiona el Sistema Eléctrico Nacional y el Sistema Nacional de Gas Natural en Portugal.

TSO Terega de Francia y TSO Snam de Italia también podrían participar en este proyecto. Terega , el TSO de gas francés para Occitania y operador del punto de interconexión virtual transfronterizo (VIP Pirineos) junto con España, está íntegramente participada por Terega SAS. La empresa es propiedad de un consorcio formado por el operador italiano de transporte y almacenamiento de gas SNAM SpA (40,5 %), el fondo soberano de Singapur GIC (31,5 %), EDF Invest (18 %) y Credit Agricole Assurances (10 %). Snam opera una red de transmisión de alrededor de 41.000 kilómetros entre Italia, Austria, Francia, Grecia y el Reino Unido. Posee el 3,5% de la capacidad de almacenamiento mundial. 

Aún no se ha aclarado el papel de los TSO en H2MED. Si acaba siendo un proyecto con derecho a retribución regulada, como ha sido el caso de los proyectos de infraestructuras gasistas en España en los últimos años, los TSO de gas europeos tendrán garantizado el retorno de la inversión a costa de los consumidores. 

Un estudio reciente de IEEFA encontró que la regulación de la tasa de retorno de España ha alentado al TSO de gas español Enagás a invertir en exceso en infraestructura de gas, aumentando los costos para los consumidores de gas del país. 

H2MED como corredor de gas hacia Alemania: ¿es necesario?

Alemania ha sido un defensor vocal de H2MED, viéndolo como una solución para mejorar su propia seguridad energética. Pero, ¿ayudará este gasoducto a aliviar la presión sobre el mercado de gas de Alemania? 

En los últimos meses, Alemania se ha visto afectada por una reducción en el suministro de gas y los altos precios de la energía. El país ha consumido menos gas que en años anteriores, gracias a la destrucción de la demanda de gas, el clima inusualmente templado, la reducción y/o sustitución voluntaria del consumo de gas, así como la electrificación en algunos sectores, como la instalación de bombas de calor en áreas residenciales. En consecuencia, las importaciones de gas de Alemania han caído drásticamente. A principios de 2022, las importaciones fueron altas, alcanzando un pico en abril con valores promedio de 158.173 gigavatios hora (GWh)/mes y 5.272 GWh/día. Pero después de mayo, las importaciones de gas comenzaron a declinar y habían caído en septiembre a un promedio de 88.159 GWh/mes y 2.939 GWh/día, equivalente al 56% del volumen de gas importado en abril.

Alemania recibe gas de sus países vecinos y también saca gas del almacenamiento. A partir del 1 de diciembre, los niveles totales de almacenamiento en Alemania estaban cerca de su capacidad en 98,24%. 

Importaciones de gas de Alemania por fuente

Fuente: Bundesnetzagentur, cálculos IEEFA

A lo largo de 2022, la combinación de importaciones ha cambiado. A principios de 2022, Alemania importó gas principalmente de Rusia (35 %), Noruega (27 %), Países Bajos (13 %), República Checa (13 %) y Bélgica (11 %), con los volúmenes restantes provenientes de Austria, Polonia y Suiza. En noviembre, Alemania pasó a importar gas de Noruega (43 %), Países Bajos (29 %), Bélgica (22 %), Suiza (3,6 %), Francia (1,9 %) y los volúmenes restantes de la República Checa y Austria. 

Es importante tener en cuenta que Alemania actualmente tiene capacidad disponible en toda su infraestructura existente. El reciente comunicado de ACER muestra que, aunque el gasoducto de Bélgica-Alemania se está utilizando por completo, hay un 45 % de capacidad disponible en el gasoducto entre los Países Bajos y Alemania, y un 20 % de capacidad disponible en la conexión entre Noruega y Alemania. Los dos gasoductos son las arterias que transportan los mayores volúmenes de gas a Alemania. 

Alemania porcentaje de importaciones de gas por fuente

Fuente: Bundesnetzagentur, cálculos IEEFA


Importación de gas de Alemania desde Francia

Fuente: Bundesnetzagentur, cálculos IEEFA


Desde el 12 de octubre de 2022, el gas ha estado fluyendo desde Francia a Alemania en el punto de interconexión transfronterizo en Medelsheim. La capacidad máxima de importación es de 100 GWh/día. Los flujos superaron la capacidad máxima durante algunos días en octubre y noviembre, pero desde el 7 de noviembre, las importaciones diarias promedio han sido de solo 50,5 GWh/día, una tasa de utilización del 50,5 %. 

¿Un activo varado caro?

Tanto España como Francia esperan que la construcción de H2MED lleve al menos siete u ocho años. Bajo este marco de tiempo, H2MED no constituirá una solución a la actual crisis energética. Si el consumo de gas en Alemania y otros países europeos continúa cayendo, los flujos de gas que transitan a través del gasoducto H2MED no serán necesarios y es probable que el proyecto se convierta en un costoso activo inmovilizado.

Se espera que la demanda de gas prevista en la UE para 2030 disminuya al menos un 30 % en comparación con los niveles de 2019 si se implementan todas las medidas Fit-for-55 y las propuestas REPowerEU. Si este es el caso, la demanda de gas alemana no debería ser una consideración real para construir el gasoducto H2MED. Teniendo en cuenta que la demanda de gas de la UE fue un 24 % inferior a la media de cinco años en noviembre, la reducción de la demanda para 2030 podría llegar al 50 %. El mes pasado, la demanda de gas cayó un 23% en Alemania, un 21% en Italia, un 20% en Francia y un 20% en España y un 33% en Holanda.

La modernización de H2MED para transportar hidrógeno verde a Francia a largo plazo se basa en el supuesto de que España y Portugal podrán producir suficiente hidrógeno renovable para satisfacer la demanda interna y tener un excedente para la exportación. Ambos países han aumentado su generación de energía renovable, pero esto podría no ser suficiente. Durante los 10 primeros meses del año, se generaron 34.695 GWh de electricidad en Portugal continental , de los cuales el 54,4% provino de fuentes renovables y el 40,84% de combustibles fósiles. Y en España peninsular se generaron 232.494 GWh , siendo el 41,5% de fuentes renovables y el 58,5% de fuentes no renovables. 

Si H2MED es un gasoducto de hidrógeno verde, debe construirse para un propósito

H2MED deberá adaptarse técnicamente del transporte de gas al transporte de hidrógeno verde, lo que podría ser costoso y muy específico, ya que debe hacerse caso por caso. Si la intención es mezclar hidrógeno verde con gas natural, la investigación sugiere que solo el 20% del hidrógeno podría mezclarse de manera segura. En este caso, las emisiones se reducirían entre un 6% y un 7%. Si H2MED está destinado a ser un gasoducto de hidrógeno verde, entonces debe construirse para ese propósito.

El hidrógeno verde se obtiene mediante el uso de electricidad procedente de tecnologías de energías renovables para electrolizar el agua (H2O) y separar sus átomos de hidrógeno del oxígeno sin emisiones de CO2Los estudios han encontrado que los combustibles a base de hidrógeno deben usarse principalmente en sectores como la aviación o los procesos industriales que no pueden electrificarse. El uso de combustibles a base de hidrógeno en lugar de alternativas de electrificación directa requiere de dos a 14 veces la cantidad de generación de electricidad, según la aplicación y las tecnologías respectivas.

Los expertos también sugieren que transportar hidrógeno a largas distancias es potencialmente peor para el clima que quemar gas natural; es mejor producir hidrógeno cerca de la ubicación de la demanda. La producción local de hidrógeno ayudará a reducir la dependencia energética y mejorará la seguridad del suministro donde más se necesita.

Potencial de transporte de GNL desde la Península Ibérica hacia Centro Europa

H2MED podría abrir una nueva ruta de tránsito para el gas y el GNL importados por Portugal y España para ser enviados a Alemania a través de Francia. Comprender las fuentes de gas que transitarían a través de H2MED es crucial, ya que el transporte de hidrógeno verde está destinado a ocurrir solo en la segunda fase de este proyecto.

El GNL importado en la terminal de Barcelona podría regasificarse localmente y enviarse a través de H2MED a Marsella, antes de la inyección en la red de gas francesa. Con esta operación, España podría querer justificar la infraestructura gasista innecesaria que se ha ido construyendo a lo largo de los años. Las terminales de GNL de España tienen actualmente un 50% de capacidad disponible, Portugal un 19% y Francia no tiene ninguna. 

España importa gas canalizado de Argelia y de sus seis terminales operativas de GNL con una capacidad total de 44 millones de toneladas métricas por año (MMtpa, o 60 bcm) a una tasa de utilización del 50%. España y Francia están interconectadas a través del gasoducto VIP Pirineos con flujos bidireccionales en función de las fluctuaciones de la demanda en ambos países; el oleoducto está interconectado con Portugal a través del VIP Ibérico. 

Argelia solía representar la mitad del suministro total de gas de España, pero desde noviembre de 2021 los flujos de gas argelino a España a través del gasoducto Magreb-Europa de 12 bcm/año que transita por Marruecos se han detenido debido a problemas diplomáticos entre los dos países del norte de África. Las importaciones de gas de Argelia continuaron a través del gasoducto directo Medgaz de 8 bcm/año a través del mar Mediterráneo. El déficit de gas de España se ha cubierto con importaciones de GNL de varios países, incluido Rusia, que suele ser más caro que el gas canalizado. 

Portugal importa gas de Argelia a través de España y de su única terminal de GNL operativa, que tiene una capacidad total de 5,8 MMtpa (7,9 bcm) y una tasa de utilización del 81%. 

Francia importa gas canalizado de Noruega, los Países Bajos y las cuatro terminales terrestres de GNL en funcionamiento con una capacidad total de 25 MMtpa (34 bcm) y una tasa de utilización media del 103%. La capacidad adicional estará disponible cuando la terminal de GNL de Le Havre (FSRU) propuesta con una capacidad de 3,3 MMTPa (4,5 bcm) comience a operar en 2023. 

¿Por qué H2MED se considera elegible para la financiación de PCI? 

Los costos y la financiación del proyecto aún no están claramente definidos. La construcción de H2MED es costosa y requiere el respaldo financiero de los compradores para llegar a una decisión de inversión financiera (FID). 

En una mesa redonda de BloombergNEF del 4 de octubre, las industrias de hidrógeno limpio de Europa y Asia señalaron la necesidad de encontrar compradores dispuestos a largo plazo para el hidrógeno limpio, las engorrosas reglas de licencia de energía renovable y la espera para capturar todos los fondos disponibles como los tres factores principales que retrasan sus FID.

A diferencia de MidCat, que no reunía los requisitos para recibir financiación de la UE porque no se incluyó en la lista de Proyectos de interés común ( PCI ), H2MED está planificado como un proyecto PCI debido a su futuro componente de hidrógeno. La Comisión Europea está lista para apoyar el proyecto de gasoducto submarino H2MED como PCI, siempre que cumpla con los criterios establecidos en el Reglamento de Redes Transeuropeas de Energía (TEN-E). Formar parte de la lista PCI hace que los proyectos sean elegibles para obtener parte del costo del proyecto a través de financiamiento con dinero público, además de garantías públicas y facilidades administrativas.

Se estima que las nuevas líneas submarinas de transmisión de hidrógeno costarán alrededor de 7 millones de euros por kilómetro. La longitud del gasoducto H2MED podría variar entre 300 y 400 kilómetros, por lo que el gasoducto podría costar aproximadamente 3.000 millones de euros.

Si se construye este hidroducto de 3.000 millones de euros, será un gasto innecesario pagado con fondos públicos que no paliará la actual crisis del gas y, por el contrario, agravará aún más los costes para los consumidores de energía. Los líderes de Francia, España, Portugal y otros países involucrados deben evitar que H2MED se convierta en otro proyecto fallido convertido en un activo varado como MidCat y pagado por los consumidores. 

Fuente: IEEFA

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