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No existe una única solución óptima de entrega de hidrógeno: JRC


El Centro Común de Investigación (JRC, por sus siglas en inglés) de la Comisión Europea publicó el informe ‘Evaluación de las opciones de suministro de hidrógeno’. Un estudio exhaustivo sobre el transporte de hidrógeno que revela que no existe una única solución óptima de entrega de hidrógeno en todos los escenarios de transporte y que asegura que la forma más rentable de entregar hidrógeno renovable depende de la distancia, la cantidad, el uso final y si ya hay infraestructura disponible.

Con miras al plan RePowerEU, que establece un objetivo ambicioso de 10 millones de toneladas de importaciones de hidrógeno renovable para 2030, el JRC asegura que es importante comprender si es rentable producir hidrógeno renovable donde la electricidad renovable es barata y luego transportarla al cliente, o si es mejor producir hidrógeno renovable cerca de la ubicación de la demanda.

“Si el transporte de hidrógeno tiene sentido, una segunda pregunta abierta es qué tan larga debe ser la ruta de transporte para que el costo del hidrógeno siga siendo competitivo con el hidrógeno producido localmente”, plantea el documento.

Por lo tanto, según el JRC, el desarrollo de una infraestructura que conecte áreas ricas en energía renovable con áreas con alta demanda de hidrógeno requerirá una inversión importante y, por lo tanto, debe planificarse de manera coordinada, a nivel europeo. Como hay múltiples opciones disponibles, es necesario investigar sus ventajas y desventajas, para guiar el desarrollo de la infraestructura por el camino más efectivo.

Para distancias compatibles con el territorio europeo, el JRC afirmó que las soluciones de hidrógeno comprimido y licuado, y especialmente las tuberías de hidrógeno comprimido, ofrecen costos más bajos que los transportadores de productos químicos. Para los analistas, se espera que la reutilización de gasoductos de gas natural existentes para uso de hidrógeno reduzca significativamente el costo de entrega, haciendo que la opción de gasoducto sea aún más competitiva en el futuro. Por el contrario, los transportistas de productos químicos se vuelven más competitivos cuanto mayor es la distancia de entrega (debido a sus menores costos de transporte) y abren opciones de importación de proveedores ubicados, por ejemplo, en Chile o Australia.

¿Cuáles son las mejores vías de suministro?

El JRC desarrolló una base de datos y una herramienta analítica para evaluar cada paso de las vías, y las utilizó para evaluar dos estudios de caso. El primer caso de estudio lo analizó para una ruta de entrega simple del punto A al punto B, evaluando el transporte marítimo y por tubería, mientras que un segundo caso analizó una ruta de distribución más compleja.

Fuente: JRC

Además, la estrategia consideró los múltiples roles del hidrógeno en un sistema energético descarbonizado, para proporcionar almacenamiento de energía, proporcionar combustible para el transporte pesado y proporcionar calor y materia prima a las industrias.

“En el plazo hasta 2024, la estrategia propone que las necesidades de infraestructura para el transporte de hidrógeno seguirán siendo limitadas, ya que la producción in situ cubrirá la demanda. Sin embargo, debe comenzar la planificación de la infraestructura. Después de 2025, será necesario desplegar una infraestructura en toda la UE para suministrar hidrógeno. Será necesario planificar una red de hidrógeno paneuropea y establecer una red de estaciones de servicio de hidrógeno”, asegura el JRC.

También propone que el transporte de hidrógeno renovable en distancias más largas se pueda habilitar mediante la reutilización de partes de la red de gas existente y sostiene que también podría haber comercio internacional, en particular con los países vecinos de la UE en Europa del Este y en los países del sur y este del Mediterráneo.

Las opciones de la cadena de entrega consideradas para el estudio también estuvieron estrictamente relacionadas con la forma en que se transporta el hidrógeno (es decir, el modo de "envasado"). Se consideraron cinco modos de envasado: hidrógeno comprimido (CGH2), hidrógeno licuado (LH2), amoníaco (NH3), metanol (MeOH) y portadores de hidrógeno orgánico líquido (LOHC) en forma de dibenciltolueno (DBT).

Para los autores del estudio, “no se podía asegurar que el hidrógeno suministrado por el productor de hidrógeno llegaría al consumidor de hidrógeno a través de largas distancias en las cantidades requeridas y a un costo comparable con otras opciones de transporte. Los costes de la separación del hidrógeno siguen siendo altos en la actualidad y se debe suponer que la cantidad de hidrógeno contenido en una mezcla con gas natural variará, en particular en distancias más largas. Por lo tanto, garantizar la entrega de una gran cantidad específica de hidrógeno a un cliente sería muy difícil”.

¿Qué esperar?

Desde el punto de vista energético, la entrega de hidrógeno comprimido por tubería es la opción más interesante con diferencia. Combina una demanda de energía muy baja para el embalaje con requisitos de energía relativamente bajos para el transporte. El CGH2 entregado por barco también se identifica como una opción de entrega con baja demanda de energía, aunque tiene la mayor demanda de energía de transporte, sus necesidades de energía para empaque son muy bajas.

Además, el JRC explica que el LH2 también ofrece un buen desempeño energético. Sin embargo, en redes más distribuidas, las pérdidas de hidrógeno se convierten en una fuente relevante de demanda de energía, empeorando el desempeño de esta opción.

Otro de los resultados del análisis añade que, para distancias de 2.500 km entre la producción de hidrógeno y los lugares de demanda de hidrógeno (compatibles con un posible mercado interno de hidrógeno de la UE), las importaciones de hidrógeno pueden ser económicamente competitivas si las diferencias de costes de generación de electricidad renovable están por encima de 20 EUR/MWh.

“Los resultados de este estudio sugieren que la tubería CGH2, si está disponible, será la opción de entrega de hidrógeno más competitiva para cualquier escenario considerado, particularmente si es posible reutilizar las tuberías. Los autores desean señalar que los valores obtenidos durante el análisis tienen un nivel de incertidumbre, ya que la escala de implementación considerada está más allá de cualquier infraestructura existente. Además, algunas de las tecnologías consideradas en este estudio aún se encuentran en una etapa temprana de desarrollo. Desafortunadamente, este es un problema común para cualquier estudio que analice la entrega de hidrógeno a gran escala”, concluye el JRC.

 

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