Una de las múltiples consecuencias que ha tenido la invasión rusa de Ucrania ha sido acelerar el debate sobre el despliegue del hidrógeno renovable, que es el que se obtiene a partir de la electrólisis del agua (por tanto, usando electricidad). Era ya un asunto del que se venía hablando desde hace años, y en el que se venía avanzando con lentitud. Sin embargo, la necesidad de acelerar la búsqueda de alternativas que permitan ir sustituyendo el gas procedente de Rusia está siendo un acicate para el debate y las iniciativas. En el contexto del plan REPowerEU, la Comisión Europea ha publicado recientemente un documento en el que analiza la aceleración requerida en este ámbito.
Todos los países europeos han elaborado hojas de ruta del hidrogéno renovable. Por ejemplo, aquí y aquí pueden leerse las estrategias de España y el Reino Unido. Su despliegue va a comenzar desplazando al hidrógeno gris (el producido a partir de combustibles fósiles), que fundamentalmente se usa en dos sectores industriales concretos: las refinerías y las fábricas de fertilizantes (que lo utilizan para producir amoníaco). En ambos casos se cuenta con la ventaja de una demanda alta, estable y espacialmente concentrada, pues estamos hablando de un número reducido de plantas industriales. La producción de ese hidrógeno renovable será in situ, evitando así el coste del transporte, si bien la electricidad renovable requerida podrá producirse en instalaciones cercanas (si se dan las condiciones adecuadas) o adquirirse a nuevas plantas que se instalen en lugares más distantes y con las que se firma un contrato de compra de largo plazo (Power Puchasing Agreement, o PPA). Una cuestión a resolver es que, como todos sabemos las plantas de generación renovables no ofrecen una producción constante (no es gestionable), cuando obviamente la planta industrial necesita un suministro estable de hidrógeno. Además de que pueda haber almacenamiento local de hidrógeno, la cuestión del mix de generación eléctrica que pueda ser considerado para la producción de hidrógeno renovable es ahora mismo un hot topic en el ámbito regulatorio europeo y están abiertas consultas públicas a ese respecto. Dicho en términos sencillos, se trata de evitar usar más gas o carbón en el sector eléctrico para producir un hidrógeno con la etiqueta de “renovable”. Al mismo tiempo, está pendiente el apoyo financiero europeo a través de los IPCEI (Important Projects of Common European Interest), que hasta ahora han tenido dos importantes asignaciones en el ámbito del desarrollo de las baterías y en las que, por cierto, las empresas españolas han estado prácticamente ausentes (véase aquí). Por supuesto, los planes nacionales de recuperación, en el ámbito de NextGenerationEU, están asignando importantes fondos a los distintos componentes de la cadena de valor (véase aquí el PERTE específico para España).
El caso de uso proporcionado por el desplazamiento del hidrógeno gris que ya se consume es relativamente sencillo. La gran cuestión es ¿qué otros usos? y ¿qué infraestructuras se requerirán para ello? Como estamos en unas etapas tan iniciales, la incertidumbre es máxima, pero podemos aventurar algunos escenarios.
Los siguientes sectores industriales en la lista de actividades a descarbonizar mediante el uso de hidrógeno renovable son la industria del acero y el cemento. En el primer caso desplazando sobre todo al carbón, mientras que en el segundo incorporando al hidrógeno en la mezcla de combustibles que alimentan los hornos de cemento. En ambos casos, de nuevo, se cuenta con la ventaja de ser industrias concentradas. Sin embargo, otros sectores intensivos en el uso del gas natural no contemplan todavía la posibilidad de sustituirlo por hidrógeno, bien por su mayor coste en relación con el gas, bien por los costes de adaptación de los bienes de equipo, o bien porque el hidrógeno no proporciona los mismos resultados que el combustible fósil al que desplazaría. Un ejemplo es el sector cerámico, pese a la ventaja de contar en España con una alta y bien conocida concentración espacial que, en principio, facilitaría su despliegue
Los otros dos ámbitos de demanda son el transporte y el residencial. En el primer caso las incertidumbres tecnológicas son máximas. Sabiendo ya que el parque de turismos y vehículos ligeros se electrificará (no hay dudas sobre eso), la cuestión es qué papel puede tener en el transporte pesado por carretera, el ferroviario no electrificable, el aéreo (en forma líquida) y el marítimo (en forma de amoníaco). Desde luego, en estos dos últimos casos, en esta década y probablemente en gran parte de la siguiente solo veremos investigación y pruebas piloto (véase aquí y aquí). En el caso del sector residencial, el desplazamiento del gas deberá hacerse mediante la electrificación completa de los usos térmicos de las viviendas (véase Figura 1.2 aquí). Llevará tiempo, pero es, con mucho, la alternativa más eficiente.
Por lo tanto, la cuestión es si veremos redes de hidrógeno en el futuro y cómo pueden ser esas redes. En un entorno tan cambiante es fácil equivocarse, pero todo apunta a que, en todo caso, cuando hablamos de redes de hidrógeno no debemos pensar en replicar una red de gas natural, sencillamente porque no habrá una red capilar como es la red de distribución de gas. No solo no se producirá suficiente hidrógeno para sustituir el gas que llega a los hogares, sino que las pérdidas de eficiencia en ese proceso serían insalvables frente a la alternativa de la electrificación. Sí podría llegar a haber una red troncal que conectara algunos grandes centros industriales. Países Bajos ya se está embarcando en ello, aprovechando el excelente recurso eólico del Mar del Norte y, también, unas condiciones geográficas (en extensión y orografía) favorables. Un escenario tal vez más previsible en España serían pequeñas redes locales, aunque nadie conoce cómo se terminarán desarrollando y, como es normal, los transportistas de gas apuestan por el desarrollo de una red troncal europea.
En cualquier caso, los reguladores europeos de energía se han pronunciado por ser muy cautos a la hora de abordar la regulación de esas nuevas redes, evitando el automatismo de tratar de replicar la misma regulación establecida en las redes de gas y electricidad. Naturalmente, nos referimos aquí a redes dedicadas en exclusiva al transporte de hidrógeno, pues otro debate más próximo será el blending (mezcla) de hidrógeno en la red actual de gas, sobre el que aún no hay consenso siquiera sobre cuál sería el porcentaje admisible técnicamente pero en el que todo apunta a que estaríamos hablando del entorno del 5%. Todos estos son debates que se están dirimiendo ahora mismo en el ámbito de las discusiones de modificación de varias Directivas y Reglamentos asociados al paquete Fit for 55.
Por último, no me he referido a la cuestión clave en todo esto que son los costes de generación del hidrógeno renovable. Naturalmente, se espera una importante reducción futura de esos costes, apoyada en el aumento de escala en la fabricación de electrolizadores, aunque con enormes incertidumbres acerca de hasta qué punto podrá emularse la curva de aprendizaje observada en la generación fotovoltaica y eólica. IRENA (la Agencia Internacional de Energías Renovables) tiene informes muy interesantes a ese respecto cuya lectura recomiendo (ver aquí y aquí).
