Sobre el H2Med: interconexiones y regulación (y II)

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En la primera parte de esta entrada (ver aquí) se indicó cuál es la base regulatoria que rige el proceso de construcción de infraestructuras de interconexión en la Unión Europea y cómo se recuperan los costes de inversión, para lo que resulta clave el análisis realista del conjunto de beneficios que aporta la infraestructura y de todos los costes asociados a la misma. En esta segunda parte de la entrada nos centraremos en describir algunas de las incertidumbres asociadas al primer proyecto de interconexión de hidrógeno entre España y Francia, el conocido como proyecto H2Med, asumiendo que sus promotores tendrán que ir cumpliendo los distintos hitos mencionados en la primera parte de esta entrada para, eventualmente, llegar a construirlo. De hecho, ya han presentado el proyecto en la última convocatoria de PCI, que se cerró el 15 de diciembre pasado y cuyos resultados no se conocerán hasta finales de 2023 (la lista completa de proyectos presentados en el ámbito del hidrógeno puede consultarse aquí). En este caso, además, se da la circunstancia de que el hidroducto que se promueve se inserta en una de las nuevas categorías contempladas en el TEN-E (Trans-European Network for Energy) para la que aún se carece de una metodología de CBA (Cost-Benefit Analysis). En este contexto, como es esperable, hay además una enorme incertidumbre sobre los escenarios a contemplar en una infraestructura de este tipo, ya que el hidrógeno renovable está en una etapa muy incipiente de despliegue comercial.

Hay infinidad de cuestiones técnicas, económicas y regulatorias que deberán ir resolviéndose en los próximos años para poder valorar con un mínimo de certidumbre una infraestructura como el H2Med, con un coste previsto inicialmente de 2.500 M€ y un recorrido de 455 kilómetros solo para la interconexión entre España y Francia[1]. El término “inicialmente” es importante, porque la experiencia enseña que suele haber un amplio recorrido entre las previsiones iniciales de costes y los costes reales. Sin ánimo de exhaustividad, algunos ejemplos de las cuestiones de interés a ir resolviendo en el futuro son las siguientes:

  • Los promotores señalan que la interconexión tendría capacidad para transportar hasta 2 millones de toneladas al año (MTPA) que, señalan, sería el 10% de la demanda que se prevé en la UE para ese año. En realidad, más que “se prevé” habría que decir que “se desea”, ya que ese es el valor que la CE considera adecuado en el Plan REPower EU para satisfacer las necesidades de la industria y el transporte en 2030. Por tener una referencia, esa capacidad de exportación cuadruplica la demanda actual de hidrógeno en España, que se satisface mediante hidrógeno “gris” producido, fundamentalmente, a partir del gas natural (proceso de “reformado”). Además, no debe olvidarse que, aunque el hidrógeno aporta más energía por unidad de masa que el gas natural, es mucho menos denso que aquel. Como resultado, la cantidad de energía transportada en un volumen dado de hidrógeno es aproximadamente un tercio de la del gas natural. Naturalmente, su compresión para el transporte a través del hidroducto es también demandante de energía, estimándose en un 10-12% de la energía transportada (BNEF, 2020).
  • Se asume que nadie desea un activo varado: si se construye una infraestructura es para usarla, es decir, que hay oferta y demanda del producto a transportar y un diferencial de precios que justifica su transporte. En este caso, ¿habrá suficiente oferta en cualquiera de los lados (Barcelona o Marsella) para que la tubería funcione con una utilización “razonable” de su capacidad? ¿Habrá suficiente demanda para que el flujo, asumiendo que haya oferta disponible del producto, se produzca?
  • ¿Cuál es la capacidad de generación eléctrica renovable necesaria para generar 2 MTPA de hidrógeno mediante electrólisis? No es una pregunta sencilla de resolver porque depende, entre otras circunstancias, de los avances en las tecnologías de electrólisis y de las economías de escala alcanzadas. Una estimación habitual (Morante et al, 2020) es que se necesitan 50 kWh de electricidad para producir 1 kg de hidrógeno. Por lo tanto, una simple extrapolación indica que se necesitarían 100 TWh de electricidad (en un año) para producir 2 MTPA de hidrógeno. Para estimar cuánta nueva capacidad se requiere para producir esos 100 TWh de electricidad podemos utilizar el escenario objetivo del PNIEC (Plan Nacional Integrado de Energía y Clima) que indica que los 89,5 GW de capacidad deseada en generación eólica y fotovoltaica para 2030 generarían 190,4 TWh/año de electricidad. Por tanto, con ese mix objetivo, podemos inferir que se necesitarían 47 GW de nueva capacidad de generación renovable (eólica y fotovoltaica) dedicada a producir el hidrógeno para el que se desea diseñar el hidroducto con Francia. Para ponerlo en contexto, esa nueva capacidad de generación eléctrica es del mismo orden de magnitud que toda la generación eólica y fotovoltaica ya instalada en este momento en España. En gran parte tendría que ser nueva capacidad dedicada a la producción de hidrógeno porque, obviamente, ese volumen de electricidad no se puede generar simplemente con los “vertidos” de la generación renovable instalada que surgirán en algunas horas por el exceso de producción renovable en relación con la demanda. De hecho, la simulación del escenario objetivo del PNIEC indica que los vertidos en 2030 asociados a los 89,5 GW de capacidad eólica y fotovoltaica deseada serían del orden de 14 TWh (ver Tabla D.10 aquí), es decir, un 14% de la electricidad necesaria para producir 2 MTPA de hidrógeno.
  • Una cuestión adicional, no menor, es cómo se gestiona una red con un producto (el hidrógeno) cuya generación depende de un input eléctrico no gestionable. La red de gas natural en España cuenta con entradas “gestionables” procedentes de almacenamientos y, sobre todo, de las regasificadoras, de modo que el gestor de la red introduce el gas necesario a voluntad para mantenerla operativa. Por lo tanto, cuando se valore el despliegue de una red de hidrógeno debe también considerarse el coste de su almacenamiento, que implicará la construcción de nuevas infraestructuras subterráneas. Si finalmente se termina adoptando la regulación aplicada al gas natural, esas infraestructuras serían también parte de la base de activos con retribución regulada. Naturalmente, estamos hablando de una red de transporte y no del uso local del hidrógeno, que podrá incorporar otras soluciones como la de pequeños tanques de alta presión o su licuefacción.
  • Una red de transporte “aislada” no tiene utilidad ¿Cómo llega/sale el hidrógeno a/de cada extremo (Barcelona o Marsella)? Se supone que tendrán que desarrollarse paralelamente redes de transporte domésticas que permiten canalizar ese hidrógeno hasta el punto de interconexión. ¿Habrá una red troncal de hidrógeno, o serán redes locales? Es una cuestión incierta, pero a la convocatoria de PCI se han presentado también un par de proyectos para desarrollar los primeros ejes de una red troncal de hidrógeno en el territorio nacional, junto con propuestas para analizar la viabilidad de nuevos almacenamientos subterráneos. Nótese que serían nuevas redes que habría que desplegar, no transformaciones de la red de gas ya existente y que va a seguir usándose como red de gas durante muchos años aunque, eventualmente, pueda llegar a mezclar una muy pequeña proporción de hidrógeno. Actualmente, el país con mayor extensión de red de transporte de hidrógeno es Estados Unidos (ver aquí para un análisis reciente sobre su regulación).
  • ¿Cómo se ofrecerá la capacidad de interconexión en el H2Med? A ese respecto, en el rechazo del STEP fue determinante el hecho de que los transportistas promotores no ofrecieran capacidad firme de interconexión sino que toda la capacidad fuese interrumpible, lo que impide asegurar la viabilidad de la infraestructura en el largo plazo. ¿Cómo estimar la capacidad contratada (que es básica para estimar los beneficios de la infraestructura) en este entorno?
  • Como seguro que habrá producción y demanda de hidrógeno renovable en España y en Francia (con cuantías muy inciertas), el flujo debe responder a un diferencial de costes entre ambos lados de la frontera que sea superior al coste del transporte. Si el agua y el electrolizador tienen un coste similar en ambos países, la clave para conocer ese diferencial es el coste de la electricidad. ¿Cuál será y en qué sentido? A ese respecto hay una cuestión clave a la que tendrá que responder la nueva regulación europea: ¿qué fuente de electricidad se va a considerar como válida para generar ese hidrógeno? ¿Todas las no emisoras, incluyendo la nuclear?
  • ¿Cómo resulta la comparación con otras alternativas de transporte de energía, particularmente con la transmisión de electricidad para electrolizar el agua en destino en lugar de electrolizar localmente y transportar el hidrógeno resultante? Si algo pone de manifiesto el hidrógeno renovable es que la habitual estanqueidad entre la planificación y evaluación de las redes eléctricas y de gas (renovable en este caso) tiene escaso sentido. A ese respecto en la presentación del proyecto (ver aquí) se señaló que el transporte de hidrógeno es entre 2 y 4 veces más barato que el transporte de electricidad. Una comparación que, se entiende, debe hacerse en términos de energía equivalente transportada (neta de pérdidas). La evidencia disponible a este respecto es reducida. Por ejemplo, DeSantis et al (2021) señalan que, efectivamente, el transporte de energía en forma de hidrógeno es más barato que en forma de electricidad. Pero la propia observación de ese trabajo permite constatar que se asume un coste de inversión de 1,38 millones de dólares por milla de conducción de hidrógeno. El proyecto presentado parece situarse claramente por encima de esa cifra, con 5,5 millones de euros por kilómetro.

En definitiva, es necesario conocer primeramente los detalles del proyecto, tanto técnicos como económicos y comerciales. Posteriormente, y dadas las incertidumbres sobre el alcance del papel que puede jugar el hidrógeno, la evolución de sus costes medios unitarios o su tratamiento regulatorio, habrá que fundamentar de modo riguroso y realista las evaluaciones de análisis coste-beneficio. Como en todos los casos, esa es la única garantía de que los recursos dedicados por todos al pago de las infraestructuras responden al bienestar común.

Referencias

BNEF (Bloomberg New Energy Finance) (2020), Hydrogen Economy Outlook, Bloomberg New Energy Finance.

DeSantis, D., James, B., Houchins, G. Saur, G. y Lyubovsky, M. (2021): Cost of long-distance energy transmission by different carriers, iScience 24(12), 103495.

Morante, J.R y otros (2020). Hidrogeno. Vector energético de una economía descarbonizada. Fundación Naturgy.


[1] El proyecto H2Med también integra la construcción de un hidroducto de interconexión entre España y Portugal, con un coste previsto inicial de 350 M€ y una longitud de 248 kilómetros (86 de ellos en España).

Catedrático de la Universidad Complutense de Madrid. Miembro del GRIPICO e Investigador Asociado de Fedea, donde dirige el área de Economía Digital y Energía.

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