La red española de gas requeriría una mejora de 700 M€ para transportar hidrógeno
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| La conexión internacional de Irún entre las redes de gas francesa y española. Foto: Enagás |
La asociación nacional de gas publica un informe que destaca las modificaciones que serían necesarias para mezclar de forma segura H2 con gas natural
09 noviembre 2023.- La asociación española de gas Sedigas ha admitido en un nuevo informe que mejorar la infraestructura existente de gas fósil para transportar una mezcla de hidrógeno del 20% en volumen podría costar 703 millones de euros, en marcado contraste con las afirmaciones de la industria de que las redes existentes podrían tolerar esta proporción de H2 sin mayores costes adicionales.
Incluso mezclar un 5% de hidrógeno en la red de gas podría requerir una inversión de 92 millones de euros, mientras que una mezcla del 10% triplica con creces el coste potencial hasta 305 millones de euros, según los resultados del estudio CavendisH2 realizado por Sedigas y la consultora italiana Bip Consulting.
Sedigas describe estos cálculos de costes como “un escenario de estrés máximo”, en el que los activos que no pueden manejar el hidrógeno en su forma actual se adaptan en todos los municipios conectados a la red de gas, al mismo tiempo que satisfacen la misma demanda de energía que hoy, es decir, sin contabilizar para aumentar la electrificación de la industria y los hogares.
Más de la mitad de la inversión esperada para mejorar la red de gas española con una mezcla de 10% y 20% de H2 está asociada a la modernización de estaciones compresoras, por múltiples razones.
Primero, el hidrógeno puede fragilizar algunos componentes. Se destacó que los estatores probablemente se verían afectados, mientras que el impacto del H 2 en las aleaciones utilizadas en los ejes e impulsores de las estaciones de compresores era “incierto”.
Los sellos de gas seco sólo aceptan hasta un 10% de mezcla; los componentes no metálicos en los sellos aceptan del 5 al 10%; y los sellos húmedos deben reemplazarse “independientemente de la mezcla de hidrógeno”, explica el informe.
En segundo lugar, mezclar gas fósil con H2 mucho menos denso, “implicaría incrementos en el volumen de gas transportado de 1,04, 1,08 y 1,17 veces respecto al volumen de gas natural actual” para mezclas del 5%, 10% y 20%, respectivamente.
Esto significa que se necesita más energía para comprimir el mismo contenido energético del gas y, junto con el tercer problema (las diferentes propiedades de combustión del hidrógeno en comparación con el gas fósil), podría ser necesario reemplazar las turbinas alimentadas por gas en las estaciones compresoras.
Actualmente, la mayoría de los compresores hacen circular una pequeña cantidad de gas para encender estas turbinas. Debido a las diferentes propiedades de la combustión de hidrógeno en comparación con la del gas, en mezclas del 8 al 12 %, probablemente sería necesario reemplazar el quemador e instalar un catalizador para reducir las emisiones nocivas de óxido de nitrógeno (NOx).
En mezclas superiores al 20%, “se requiere una evaluación técnica con el objetivo de determinar la posibilidad de reutilización o la necesidad de cambiar masivamente la turbina”, señala el informe.
Sedigas también plantea que los cromatógrafos de gas natural, que evalúan la composición y la calidad de los volúmenes que pasan por el compresor, probablemente también tendrían que ser reemplazados por completo.
El mayor volumen de gases que pasan por la red también requeriría “reforzar” alrededor del 40% de las 6.429 estaciones de regulación y gestión de toda la red.
Sin embargo, el informe sostiene que en materia de ductos, “prácticamente el 100% de la red de transporte es apta para su uso con hidrógeno”, basándose en una modelación que considera parámetros como material, año de instalación, presión de operación y accesibilidad para inspección. Pero de esto, sólo al 76% de los gasoductos se les asignó una alta probabilidad de ser adecuados para su uso con hidrógeno, y al 24% "probablemente adecuados" pero con un mayor grado de incertidumbre.
En el caso de los gasoductos de distribución, que entregarían el gas mezclado a industrias, empresas y hogares, la cifra es mixta, dependiendo de las presiones operativas.
En lo que respecta a las tuberías con una presión máxima de funcionamiento inferior a 4 bar (un total de 64.801 km), al 96 % se le asignó una alta probabilidad de ser adecuada para transportar una mezcla de hidrógeno. Pero para las tuberías con una presión máxima de funcionamiento superior a 4 bar (un total de 9.768 km), sólo al 25% se le dio una alta probabilidad de idoneidad, y al 68% "probablemente adecuada".
Las estimaciones de costes del estudio no incluyen el reemplazo potencial de electrodomésticos a gas, como calderas y cocinas domésticas, aunque Sedigas cita resultados de la prueba HyDeploy en el Reino Unido de que estos pueden funcionar de manera segura con una mezcla de hasta el 20%.
Los críticos del H2 para uso doméstico han argumentado que, en comparación con el gas fósil, el hidrógeno presenta un mayor riesgo para la seguridad y al mismo tiempo aumenta las facturas de los hogares y apenas reduce las emisiones contaminantes.
En cuanto a las fugas, el informe estima que “si se distribuyera hidrógeno puro a través de la red en España, las fugas totales representarían un aumento de ~7 veces el volumen total de fugas con gas natural”.
Sin embargo, sostiene que dado que el hidrógeno tiene menos de un tercio de densidad energética que el gas fósil, esta fuga supone una pérdida energética de “alrededor de 1GWh al año, lo que a su vez representa cerca del 0,0005% de la demanda total de gas natural en España”, siendo por tanto una pérdida no significativa”.
Pero dado que se espera que el H2 verde sea significativamente más caro que el gas fósil en el corto plazo, esto podría representar un costo adicional importante para los productores y consumidores, sin importar el hecho de que el hidrógeno es un gas de efecto invernadero indirecto que puede empeorar el cambio climático.
Fuente: Sedigas
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